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UNIVERSIDADE FEDERAL DO ESPÍRITO SANTO
CENTRO TECNOLÓGICO
DEPARTAMENTO DE ENGENHARIA MECÂNICA
JONATHAN DA SILVA NUNES
ESTUDOS, MODELAGEM E SIMULAÇÃO DE INSTALAÇÕES DE
PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NO SIMULADOR PIPESIM COM
ÊNFASE NA OTIMIZAÇÃO DE “GAS-LIFT” CONTÍNUO
Vitória
2008
JONATHAN DA SILVA NUNES
ESTUDOS, MODELAGEM E SIMULAÇÃO DE INSTALAÇÕES DE
PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NO SIMULADOR PIPESIM COM
ÊNFASE NA OTIMIZAÇÃO DE “GAS-LIFT” CONTÍNUO
Projeto de Graduação apresentado ao Departamento de Engenharia Mecânica do Centro Tecnológico da Universidade Federal do Espírito Santo, como requisito parcial para obtenção do título de Engenheiro Mecânico. Orientador: Prof. Dr. João Luiz Marcon Donatelli. Co-orientador: Dr. Oldrich Joel Romero.
Vitória
2008
iii
JONATHAN DA SILVA NUNES
ESTUDOS, MODELAGEM E SIMULAÇÃO DE INSTALAÇÕES DE
PRODUÇÃO DE PETRÓLEO NO SIMULADOR PIPESIM COM
ÊNFASE NA OTIMIZAÇÃO DE “GAS-LIFT” CONTÍNUO
Projeto de graduação apresentado ao Departamento de Engenharia Mecânica do
Centro Tecnológico da Universidade Federal do Espírito Santo, com requisito parcial
para obtenção do título de Engenheiro Mecânico.
Aprovado em 10/07/2008
Comissão Examinadora
____________________________________________
Prof. Dr. João Luiz Marcon Donatelli - Orientador
Universidade Federal do Espírito Santo
___________________________________________
Prof. Dr. Oldrich Joel Romero – Co-orientador
Universidade Federal do Espírito Santo
___________________________________________
Prof. Dr. Edson José Soares
Universidade Federal do Espírito Santo
__________________________________________
Prof. Dr. Juan Sérgio Romero Saenz
Universidade Federal do Espírito Santo
iv
Dedico este trabalho aos meus avós
Leonor Duarte da Silva (in memorian),
Expedito Moreira da Silva (in memorian),
Sifrônio Pereira Nunes (in memorian) e
Margarida Monteiro Carvalho Nunes (in
memorian), que muito me ensinaram e
contribuíram para o que sou hoje.
v
AGRADECIMENTOS
Agradeço primeiramente a Deus por sua infinita fidelidade comigo, ao conceder tudo
o que me foi necessário para a conclusão deste curso de graduação.
Aos meus orientadores, Dr. João Luiz Marcon Donatelli e Dr. Oldrich Joel Romero,
pela paciência e dedicação a este trabalho.
Aos meus pais João Pereira Nunes e Maria de Fátima da Silva Nunes, pelo apoio
em todos os momentos, desde a decisão de cursar engenharia mecânica, até à
conclusão do meu curso.
À minha namorada Leiliane da Silva, que muito me apoiou nos momentos difíceis,
dando-me força para continuar.
Ao amigo Juarez Marçal pelo apoio e correção ortográfica do projeto. Valeu por
acreditar em mim.
Aos parentes e amigos que oraram por mim e prestaram opoio durante esta
caminhada.
À ANP – Agência Nacional do Petróleo – pelo suporte financeiro através da bolsa de
pesquisa do programa PRH-29. Esta foi fundamental para o desenvolvimento do
projeto.
À Schlumberger pela concessão da licença do software Pipesim.
Ao Marcus Rossi da Schlumberger pela ajuda com o software.
vi
Espera no Senhor, anima-te e ele
fortalecerá o teu coração; espera, pois, no
Senhor. Salmos 27:14
vii
RESUMO
Este trabalho apresenta a utilização de um simulador computacional comercial, o
Pipesim da Schlumberger, para o desenvolvimento de modelagens e simulações de
instalações de produção de petróleo equipadas com elevação artificial por “gas-lift”
contínuo. A instalação modelada é composta por um poço único produzindo um
único reservatório de petróleo, isto é, uma única região de canhoneados, localizado
na plataforma continental (produção “on-shore”).
Uma extensa revisão bibliográfica sobre métodos artificiais de elevação, com ênfase
em “gas-lift” contínuo, foi conduzida neste trabalho antes da definição do problema a
ser tratado e do domínio do software utilizado. Como suporte à realização desta
pesquisa, foi necessário realizar um amplo estudo sobre engenharia de instalações
de produção de petróleo bem como sobre simuladores de processo, tanto os
aplicados à indústria do petróleo, quanto os aplicados às indústrias de potência e
química.
Através do software utilizado (Pipesim) foram determinados parâmetros
operacionais e de projeto ótimos de um sistema de “gas-lift” contínuo, tais como: a
pressão ótima do gás de injeção, a vazão ótima de injeção de gás na coluna de
produção, o mínimo diferencial de pressão de abertura da válvula operadora e a
posição ótima de alocação da válvula operadora na coluna de produção.
Outras aplicações foram desenvolvidas através do software a fim de analisar a
influência de outros parâmetros na produção de hidrocarbonetos, tais como: a razão
gás-óleo (RGO), a percentagem de água produzida (“WaterCut”), o grau API do óleo
produzido e a pressão estática do reservatório (Pe).
Palavras-chave: Gas-lift contínuo. Simuladores de processo. Elevação artificial.
Petróleo.
viii
ABSTRACT
This research sets out to examine the use of a commercial computer simulator, the
Pipesim of Schlumberger for the development of modeling, and simulations of
petroleum production facilities equipped with continuous gas-lift. The production
facilities consist of a single well and a single reservoir located on the continental
shelf.
An extensive literature review about artificial lift methods was conducted before the
definition of the problem and the software practice, emphasizing continuous gas-lift.
As a support, it was necessary an extensive review about petroleum production
facilities, as well as petroleum industry computer simulator, chemical computer
simulator and power industry computer simulator.
It was obtained through the Pipesim software the optimum operations and design
parameters of a gas-lift system, such as injection gas surface pressure, injection gas
rate, minimum valve injection drop pressure and the optimum valve position in the
tubing.
Other applications were developed through the software in order to analyze other
parameters and their influence on petroleum production, such as gas-oil rate (GOR),
watercut, API degree and the static reservoir pressure.
Keywords: Continuous gas-lift. Process simulators. Artificial lift. Petroleum.
ix
LISTA DE FIGURAS
Figura Título Página
1.1 Distribuição de utilização dos métodos artificiais de elevação no
mundo...................................................................................................18
3.1 Exemplo de tela de trabalho no simulador IPSEpro.............................35
3.2 Exemplo de tela de trabalho no simulador GATECYCLE.....................37
3.3 Exemplo de tela de trabalho no simulador Aspen Plus.........................38
3.4 Exemplo de tela de trabalho no simulador PIPEPHASE......................40
3.5 Tela de trabalho no simulador OLGA2000............................................43
3.6 Simulação de um reservatório realizada no simulador Eclipse.............44
3.7 Ambiente de trabalho no simulador Pipesim.........................................47
3.8 Caracterização de um modelo “black oil” no Pipesim...........................47
3.9 Caracterização de um modelo Composicional no Pipesim...................48
3.10 Ambiente de trabalho no Pipesim mostrando um envelope de
fases traçado........................................................................................49
3.11 Tela de trabalho mostrando relatórios de produção.............................50
3.12 Tela de trabalho mostrando a utilização da análise de redes...............50
4.1 Diagrama de fases dos fluidos presentes em um reservatório de
petróleo.................................................................................................53
4.2 Curva de IPR para reservatórios saturados – modelo linear................59
4.3 Curva de IPR para reservatórios subsaturados – modelo
de Vogel................................................................................................60
4.4 Oposição de solicitações no fundo do poço..........................................62
4.5 Padrões de fluxo vertical multifásico.....................................................63
4.6 Padrões de fluxo horizontal multifásico.................................................65
5.1 Esquema de um poço operando por surgência....................................67
5.2 Esquema de um poço equipado com BCS...........................................68
5.3 Esquema de um poço operando com Bombeio Mecânico...................70
5.4 Esquema de um poço equipado com BCP...........................................71
5.5 Esquema de poços operando com GLC e GLI.....................................73
5.6 Desenho esquemático de um sistema de elevação por injeção
contínua de gás....................................................................................75
x
Figura Título Página
5.7 Etapas básicas para a partida de um poço equipado com “gas-lift”
contínuo................................................................................................76
5.8 Típica curva de desempenho de elevação para um poço operando
via injeção contínua de gás..................................................................78
5.9 Válvulas de “gas-lift” contínuo...............................................................81
5.10 Válvulas de “gas-lift”..............................................................................82
6.1 Esquema simplificado de um poço de produção de petróleo...............84
6.2 Janela inicial mostrando a modelagem do problema a ser simulado
com o software Pipesim........................................................................85
6.3 Abertura de uma nova tela de trabalho no Pipesim..............................89
6.4 Tela em branco para início de uma modelagem...................................90
6.5 Ambiente de simulação com os elementos interconectados,
mostrando a localização do “tubing” e do reservatório na barra de
ferramentas..........................................................................................91
6.6 Ambiente de simulação com os elementos interconectados,
mostrando a localização do ícone de análise nodal e do nó que
representa a cabeça do poço...............................................................92
6.7 Menu de entrada utilizado para caracterizar os dados do
fluido......................................................................................................93
6.8 Janela para entrada de dados de caracterização dos fluidos
produzidos............................................................................................94
6.9 Dados das Propriedades do “black oil”.................................................94
6.10 Dados de viscosidade do fluido produzido...........................................95
6.11 Dados de calibração PVT.....................................................................95
6.12 Caracterização da profundidade do poço.............................................96
6.13 Caracterização da profundidade do poço.............................................97
6.14 Caracterização do gradiente geotérmico atuante.................................97
6.15 Caracterização dos diferentes diâmetros presentes na coluna de
produção...............................................................................................98
6.16 Instalação do sistema de “gas-lift” no “tubing”..................................... 99
6.17 Tela mostrando a localização da opção de análise nodal na barra
de ferramentas....................................................................................100
xi
Figura Título Página
6.18 Tela para entrada de dados no módulo “Nodal Analysis”...................101
6.19 Tela para entrada de dados no módulo “Artificial Lift
Performance”......................................................................................102
6.20 Localização do módulo “Lift Gas Response Curves” na barra de
ferramentas do Pipesim......................................................................103
6.21 Tela para entrada de dados do módulo “Lift Gas Response
Curves”................................................................................................104
7.1 Gráfico mostrando as curvas IPR e TPR do sistema
simulado..............................................................................................106
7.2 Curvas IPR e TPR simuladas considerando-se escoamento
monofásico..........................................................................................107
7.3 Gráfico mostrando várias curvas IPR simuladas a partir de
diferentes pressões de reservatório...................................................108
7.4 Gráfico mostrando a influência da vazão de injeção de gás na
produção de hidrocarbonetos.............................................................109
7.5 Análise de sensibilidade entre pressão de reservatório e vazão de
injeção de gás.....................................................................................111
7.6 Análise de sensibilidade entre RGO e vazão de injeção de
gás......................................................................................................113
7.7 Gráfico mostrando a influência da percentagem de água na
produção de hidrocarbonetos.............................................................113
7.8 Gráfico mostrando a influência do grau API na produção de
hidrocarbonetos..................................................................................114
7.9 Gráfico mostrando a influência do DP na produção dos
hidrocarbonetos..................................................................................116
7.10 Gráfico mostrando a influência da pressão do gás de injeção na
produção dos hidrocarbonetos...........................................................117
xii
LISTA DE TABELAS
Tabela Título Página
3.1 Informações técnicas e comerciais sobre simuladores de
processo..............................................................................................31
4.1 Intervalo de valores dos parâmetros “black oil”. .................................54
4.2 Propriedades dos fluidos e correlações PVT.......................................55
4.3 Correlações de fluxo vertical multifásico……………………….............56
6.1 Dados do modelo “black oil”................................................................86
6.2 Propriedades do ponto de bolha..........................................................86
6.3 Dados do ponto de bolha.....................................................................86
6.4 Correlações PVT utilizadas..................................................................87
6.5 Dados do poço.....................................................................................87
6.6 Gradiente geotérmico..........................................................................88
6.7 Dados da coluna de produção.............................................................88
6.8 Dados do reservatório..........................................................................88
7.1 Valores obtidos da análise de diferencial de pressão de abertura
da válvula operadora.........................................................................117
7.2 Valores obtidos da análise de pressão do gás de injeção.................118
7.3 Parâmetros ótimos de operação do sistema de “gas-lift”
contínuo.............................................................................................118
xiii
LISTA DE SÍMBOLOS
Símbolo Descrição
BCS Bombeio centrífugo submerso
BM Bombeio mecânico
BCP Bombeio por cavidades progressivas
GLC gas-lift contínuo
GLI gas-lift intermitente
CAPE Computer aided process engineering
CPES Chemical process evolution system
CHESS Chemical engineering simulation system
MIT Massachusetts Institute of Technology
PC Personal computer
OLE Object linking and embedding
GCO Global CAPE-OPEN
GNL Gás natural liquefeito
PSE Process simulation environment
MDK Model development kit
HRSG Heat recovery steam gererator
PVT Pressão, temperatura e pressão
Bo Fator volume de formação do óleo
API American Petroleum Institute
IPR Inflow performance relationship
AOFP Absolute open flow potential
q Vazão de produção
Pe Pressão estática do reservatório
Psat Pressão de saturação do óleo
Pwf Pressão de fluxo no fundo do poço
TPR Tubing pressure requirement
IP Índice de produtividade
IPO Injection pressure operated valves
PPO Production pressure operated valves
UPGN Unidade de processamento de gás natural
xiv
bA Área do fole (“bellow”)
VA Área do orifício da válvula
Pv Pressão de gás no espaço anular, na profundidade da válvula
0VP Pressão de gás no espaço anular, na profundidade da válvula com a
mesma aberta
Pvc Pressão de gás no espaço anular, na profundidade da válvula com a
mesma fechada
Pbt Pressão de gás no fole na temperatura da profundidade de
assentamento da válvula
Pt Pressão na coluna de produção na profundidade da válvula
R Relação entre as áreas de orifício da válvula e do fole (Av /Ab)
RGO Razão gás-óleo
TVD True Vertical Depth
MD Measured Depth
stb Stock tank barrel (Barris por dia em condições padrão)
mmscf/d Milhões de pés cúbicos Standard por dia
DP Mínimo diferencial de pressão para abertura da válvula operadora
xv
SUMÁRIO
AGRADECIMENTOS..................................... ........................................................... v
RESUMO................................................................................................................. vii
ABSTRACT........................................... ................................................................. viii
LISTA DE FIGURAS................................... ............................................................. ix
LISTA DE TABELAS ................................... ........................................................... xii
LISTA DE SÍMBOLOS.................................. ......................................................... xiii
CAPÍTULO 1 – INTRODUÇÃO............................ ................................................... 17
CAPÍTULO 2 – REVISÃO BIBLIOGRÁFICA................. ......................................... 20
CAPÍTULO 3 – SIMULADORES DE PROCESSO ............... .................................. 23
3.1 INTRODUÇÃO À SIMULAÇÃO DE PROCESSOS................................... 23
3.1.1 Definição............................................................................................ 23
3.1.2 Breve Histórico da Evolução da Simulação de Processos................. 24
3.1.3 Importância da Simulação de Processos........................................... 27
3.1.4 Vantagens e Limitações do Uso de Simuladores de Processos........ 27
3.2 ARQUITETURA BÁSICA DOS SIMULADORES DE PROCESSO ........... 28
3.2.1 Tipos de Simuladores Existentes (Classificação) .............................. 28
3.3 SIMULADORES COMERCIAIS EXISTENTES ......................................... 31
3.4 SIMULADORES APLICADOS ÀS INDÚSTRIAS DE POTÊNCIA E
QUÍMICA. ............................................................................................................ 34
3.4.1 IPSEpro ............................................................................................. 34
3.4.2 GATECYCLE ..................................................................................... 35
3.4.3 ASPEN PLUS .................................................................................... 37
3.5 SIMULADORES APLICADOS À INDÚSTRIA DE PETRÓLEO E GÁS..... 39
3.5.1 PIPEPHASE....................................................................................... 39
3.5.2 OLGA2000......................................................................................... 40
3.5.3 ECLIPSE............................................................................................ 42
3.6 O SIMULADOR COMPUTACIONAL PIPESIM ......................................... 45
CAPÍTULO 4 – ESCOAMENTO MULTIFÁSICO NA PRODUÇÃO DE
PETRÓLEO………………………………………………………………………………...51
4.1 MISTURAS MULTIFÁSICAS COM MULTICOMPONENTES ................... 51
xvi
4.2 TIPOS DE RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO ....................................... 52
4.3 FLUXO NO MEIO POROSO..................................................................... 57
4.3 FLUXO NA COLUNA DE PRODUÇÃO..................................................... 61
4.3.1 Padrões de Fluxo Vertical Multifásico ................................................ 62
4.4 FLUXO NA SUPERFÍCIE.......................................................................... 64
CAPÍTULO 5 – MÉTODOS DE ELEVAÇÃO DE PETRÓLEO....... ......................... 66
5.1 ELEVAÇÃO NATURAL OU SURGÊNCIA ................................................ 66
5.2 MÉTODOS ARTIFICIAIS DE ELEVAÇÃO................................................ 67
5.2.1 Bombeio Centrífugo Submerso.......................................................... 68
5.2.1 Bombeio Mecânico ............................................................................ 69
5.2.2 Bombeio por Cavidades Progressivas ............................................... 70
5.3 “GAS-LIFT” ............................................................................................... 71
5.3.1 Tipos de “Gas-Lift” ............................................................................. 72
5.3.2 Sistema de “Gas-Lift” Contínuo.......................................................... 74
5.3.3 Partida de um Poço Equipado com “Gas-Lift” Contínuo .................... 75
5.3.4 Descrição do Funcionamento em Regime Permanente..................... 77
5.3.5 Vantagens e Limitações do “Gas-Lift” Contínuo ................................ 78
5.3.6 Válvulas de “Gas-Lift” ........................................................................ 80
CAPÍTULO 6 – DESCRIÇÃO E MODELAGEM DO PROBLEMA NO A MBIENTE DO
PIPESIM.................................................................................................................. 83
6.1 DESCRIÇÃO DO PROBLEMA ................................................................. 83
6.2 DESCRIÇÃO DOS DADOS UTILIZADOS ................................................ 85
6.3 MODELAGEM DO PROBLEMA NO AMBIENTE DO PIPESIM................ 89
6.4 OBTENÇÃO DOS RESULTADOS NO SIMULADOR ............................... 99
CAPÍTULO 7 – RESULTADOS E DISCUSSÕES............... .................................. 105
7.1 ANÁLISE DE SURGÊNCIA..................................................................... 105
7.2 ANÁLISE DE INJEÇÃO DE GÁS............................................................ 109
7.3 PARÂMETROS ÓTIMOS PARA O SISTEMA DE “GAS-LIFT”
CONTÍNUO........................................................................................................ 115
CAPÍTULO 8 – CONSIDERAÇÕES FINAIS E SUGESTÕES ...... ........................ 119
CAPÍTULO 9 – REFERÊNCIAS ........................... ................................................ 122
17
CAPÍTULO 1 – INTRODUÇÃO
Com a crescente demanda mundial por energia e a importância do petróleo na
matriz energética mundial, cada vez mais é necessário aumentar a disponibilidade
de petróleo no mercado mundial. Como a descoberta de novas reservas não
acompanha o aumento na demanda, cada vez mais as indústrias petrolíferas
investem em meios de recuperar a maior quantidade possível de hidrocarbonetos de
um determinado reservatório.
Normalmente, no início da vida produtiva de um poço de explotação de petróleo, o
mesmo possui energia suficiente para elevar os fluidos da formação até as
instalações de processamento. Mas com o aumento da produção acumulada, a
energia do reservatório naturalmente começa a decrescer, o que ao longo do tempo,
faz com que a vazão de produção obtida não seja mais economicamente viável.
Muitos são os métodos utilizados para suplementar a energia de um reservatório, o
que permite um maior aproveitamento de uma determinada jazida de petróleo,
aumentando-se assim a oferta de petróleo no mercado.
Quando um reservatório necessita de energia suplementar para elevar os fluidos até
a superfície, dentre outros métodos pode-se utilizar um Método Artificial de
elevação. O método artificial de elevação normalmente é utilizado de forma
combinada com outras práticas de manutenção do nível de energia do reservatório.
Na indústria do petróleo existem diferentes métodos artificiais de elevação que
podem ser utilizados, cada um aplicável a uma realidade diferente bem como às
características do campo produtor.
Os métodos artificiais de elevação mais utilizados são: Bombeio Centrífugo
Submerso (BCS), Bombeio Mecânico (BM), Bombeio por Cavidades Progressivas
(BCP) e o “gas-lift” Contínuo e Intermitente (GLC e GLI). A Figura 1.1, mostra a
distribuição de utilização destes métodos de elevação no mundo.
18
Figura 1.1 - Distribuição de utilização dos métodos artificiais de elevação no mundo
Fonte: Nascimento (2005).
O gráfico da Figura 1.1 mostra que o método mais utilizado no mundo é o bombeio
mecânico (87% dos poços no mundo são equipados com esta técnica), que é
também o mais antigo e utilizado somente em poços localizados em terra. Com o
desenvolvimento da tecnologia, novos métodos foram desenvolvidos, os quais são
aplicados onde o bombeio mecânico não traz bons resultados, ou não se aplica, por
exemplo, em poços “off-shore” (poços de produção no mar).
A necessidade de se conhecer estes métodos de elevação e de produzir uma
bibliografia específica sobre o assunto motivou o desenvolvimento deste trabalho,
onde um destes métodos, o “gas-lift” contínuo, é estudado, modelado e simulado
computacionalmente com o auxílio de um simulador comercial.
Apresenta-se neste trabalho um amplo estudo sobre este assunto, no qual consta
extensa revisão bibliográfica da literatura existente bem como a utilização de um
simulador comercial para o estudo e otimização de sistemas de elevação artificial de
petróleo pelo método do “gas-lift” contínuo.
BM (87%) GLC (2%)
19
As modelagens e simulações computacionais foram desenvolvidas utilizando-se o
simulador Pipesim da Schlumberger, o que possibilitou a otimização do processo de
injeção contínua de gás em um poço de produção de petróleo em terra (“on-shore”).
Desta forma, não foi necessário desenvolver uma modelagem própria para o cálculo
do escoamento multifásico que ocorre neste tipo de instalação.
Após uma introdução ao assunto tratado neste trabalho, apresenta-se uma revisão
bibliográfica, na qual são apresentadas e discutidas referências bibliográficas que
abordam engenharia de instalações de produção de petróleo, o uso de simuladores
de processo, projeto e otimização de sistemas térmicos e a utilização de alguns dos
métodos artificiais de elevação mais utilizados, com ênfase no método de “gas-lift”
contínuo.
A tecnologia dos simuladores de processo mereceu um capítulo a parte. Sendo
apresentadas várias características destas ferramentas computacionais bem como
sua utilização em projetos de sistemas térmicos, projetos na indústria química e
principalmente na indústria do petróleo, com ênfase na modelagem e simulação do
escoamento multifásico que ocorre na coluna de produção.
A seguir, é apresentada uma revisão teórica sobre os padrões de escoamento
multifásico encontrados nas instalações de produção de petróleo e nos reservatórios
de petróleo bem como a classificação dos reservatórios. Também é apresentada
uma descrição sobre os principais métodos de elevação artificial utilizados na
indústria petrolífera e uma revisão detalhada sobre o método de injeção contínua de
gás.
O problema proposto neste trabalho consta de uma instalação de produção de
petróleo “on-shore” composta por um poço único produzindo um reservatório, ou
seja, uma única região de canhoneados. Através do software foram realizadas
simulações que permitiram obter os parâmetros de operação e de projeto ótimos do
sistema de “gas-lift” contínuo bem como dados que possibilitaram verificar a
influência de outros parâmetros na produção do reservatório.
Os resultados obtidos são apresentados e discutidos no Capítulo 7, seguido dos
comentários, conclusões e sugestões para trabalhos futuros no último capítulo.
20
CAPÍTULO 2 – REVISÃO BIBLIOGRÁFICA
O desenvolvimento de poderosas ferramentas computacionais para a simulação de
instalações de produção de petróleo tem crescido muito nas últimas décadas, o que
permitiu às indústrias petrolíferas melhorarem seus processos de exploração e
explotação de hidrocarbonetos bem como aumentar a eficiência no transporte por
tubulações.
Na década de 70, a indústria petrolífera tinha a sua disposição ferramentas de
simulação de fluxo multifásico baseadas em correlações empíricas. Estas
correlações também eram utilizadas para determinar o comportamento do fluxo
multifásico em tubulações já existentes quando sujeitas à mudança nas vazões de
produção. Estes softwares desempenhavam bem o seu papel quando as
correlações eram utilizadas em condições de operação para as quais haviam sido
desenvolvidas.
Nas décadas seguintes os simuladores ganharam mais confiabilidade quando estes
passaram a ser desenvolvidos com base nas equações de massa, momentum e
energia e ainda mais com o desenvolvimento de ferramentas de simulação em
regime transiente, o que permitiu realizar o projeto de novas linhas de tubulações
bem como analisar o escoamento de fluxos multifásicos e multicomponentes (água,
óleo e gás) em regime transiente, Heskestad (2005).
Existe hoje no mercado vários simuladores de processo comerciais aplicados a
diferentes ramos da indústria, tais como: Indústria petrolífera, petroquímica, química,
siderúrgica, geração de potência entre outras. É possível encontrar nos sites dos
fabricantes desses simuladores muitas informações a respeito dos simuladores e a
aplicabilidade de cada um deles.
Muitas ferramentas de simulação têm sido desenvolvidas, não apenas por grandes
empresas como a ScandPower, Schlumberger, Simsci-Esscor ou GE, mas também
como resultados de projetos de pesquisa. No Brasil, Nascimento (2005) desenvolveu
uma ferramenta para simulação de poços operando com bombeio mecânico. Vidal
(2005) desenvolveu uma ferramenta computacional para a simulação de poços que
21
operam com elevação artificial por bombeio por cavidades progressivas. Moura
(2004) mostra o desenvolvimento de um simulador computacional para poços que
operam por “gas-lift” contínuo.
Outros trabalhos também têm sido realizados, não desenvolvendo ferramentas
computacionais, mas utilizando simuladores comerciais, dentre os quais podem ser
citados o trabalho desenvolvido por Oliveira (2003) utilizando o simulador Pipesim e
o trabalho realizado por Heskestad (2005), utilizando o software OLGA2000.
No que diz respeito ao projeto, modelagem e otimização de sistemas térmicos, há na
literatura uma grande quantidade de livros que tratam deste assunto, dentre os quais
podem ser citados os trabalhos de Bejan, Tsatsaronis e Moran (1996), Dargan e
Perz (1998), Hodge e Taylor (1998), Jaluria (1998), Stoecker (1989) e
Suryanarayana e Arici (2003). Os mesmos têm sido utilizados como referência em
trabalhos que apresentam estudos de análise exergoeconômica, termoeconômica,
projeto e otimização de sistemas térmicos, o que pode ser visto em Donatelli (2002).
No Brasil, no que tange a assuntos relacionados à engenharia de petróleo, uma
referência básica e fundamental é o livro editado por Thomas (2004) que traz uma
abordagem completa sobre engenharia de instalações de produção de petróleo, ou
seja, uma descrição geral sobre todas as etapas de geração e prospecção do
petróleo, perfuração e completação de poços, análises de reservatórios, aplicação
de métodos artificiais de elevação, análise das formações produtoras e instalações
de processamento primário.
Em Rosa et al. (2006) encontra-se uma descrição completa sobre engenharia de
reservatórios de petróleo. Neste livro é encontrada uma detalhada abordagem sobre
vários tópicos relacionados aos reservatórios, tais como: classificação, mecanismos
de produção, balanço de materiais, fluidos de petróleo entre outros.
No que diz respeito às propriedades dos fluidos de petróleo, McCain (1990) traz uma
abordagem bem detalhada. Este livro conta também com tópicos relacionados à
engenharia de reservatórios.
Com relação ao método de “gas-lift” contínuo, Spíndola (2003), Plucênio (2003),
Oliveira (2003), Nascimento (2005), Moura (2004) e Vidal (2005) trazem uma
22
descrição completa sobre este método artificial de elevação, tanto o aspecto técnico,
quanto o aspecto econômico associado à implantação destes sistemas. Thomas
(2004) também traz informações sobre este assunto, mas de forma geral.
23
CAPÍTULO 3 – SIMULADORES DE PROCESSO
3.1 INTRODUÇÃO À SIMULAÇÃO DE PROCESSOS
Nas últimas décadas, a simulação de processos é cada vez mais utilizada nas
indústrias químicas, petroquímicas e nas empresas de projeto de equipamentos,
principalmente no que diz respeito ao projeto de novas unidades de produção,
estudos de ampliação de capacidade de processamento, avaliação de unidades
existentes e na concepção e avaliação de novas tecnologias.
A simulação também é muito utilizada para fazer análises térmicas,
dimensionamento, análise de custos e otimizações requeridas para o
desenvolvimento do projeto de um sistema térmico.
Os avanços na computação têm impulsionado uma nova onda de aplicações da
simulação de processos o que tem permitido melhorar os processos já existentes
bem como, conceber novos projetos de maneira eficaz a custos reduzidos. A
tecnologia também conhecida genericamente como CAPE (“Computer Aided
Process Engineering”) está conquistando novas fronteiras que extrapolam o projeto
de processos, tais como sua aplicação para otimização em tempo real, predição de
propriedades on-line e interação com ferramentas de suporte à tomada de decisões.
3.1.1 Definição
Suryanarayana (2003) define simulação como a predição de uma ou mais variáveis
de um componente ou sistema sob diferentes condições de operação. Nascimento
(2005) diz que a simulação computacional é um processo de experimentos em
sistemas ou fenômenos físicos, realizados através de modelos matematicamente
computadorizados, os quais representam características observadas em sistemas
reais. Pode-se perceber então que as definições dadas pelos autores são
correlatas.
24
Através da simulação computacional é possível analisar diferentes tipos de
sistemas, o que possibilita:
• Analisar a implantação de novas tecnologias sem a necessidade da
construção física;
• Conhecer melhor e dominar as várias etapas de um determinado
processo;
• Melhorar o desempenho de um sistema;
• Obter informações do processo em tempo real sem precisar parar a
operação da planta;
• Treinamento de operadores;
• Outras aplicações.
3.1.2 Breve Histórico da Evolução da Simulação de P rocessos
A tecnologia de simulação de processos, que pode ser descrita brevemente como a
reprodução em computador do comportamento de uma unidade de processos, teve
seus marcos iniciais na década de 50. Os primeiros desenvolvimentos tiveram
escopo bastante limitado, restrito à modelagem de equipamentos mais simples
(como trocadores de calor) simulados de forma individual, ou seja, desconectados
de um fluxograma completo. Coube, na época, a empresas integradas como a
DuPoint o desenvolvimento das aplicações iniciais de CAPE, como foi o caso do
CPES (“Chemical Process Evolution System”) escrito em linguagem FORTRAN.
Este sistema e outros como o FlowTran (originalmente desenvolvido pela Monsanto)
eram executados em computadores “mainframe” como os IBM 1620, 7090 e 7094.1.
Na década de 60, com o aprimoramento de tais programas e surgimento de outros,
iniciou-se a discussão acadêmica sobre o desenvolvimento de um aplicativo flexível
de simulação, chegando-se então aos primeiros simuladores modulares de estado
estacionário que podiam ser executados de forma robusta. Os testes de
simuladores em problemas industriais reais, no entanto, apresentaram muitos
fracassos neste estágio inicial de desenvolvimento.
25
Em 1968, os Drs. Rudy Motard e Ernest Henley concluíram na Universidade de
Houston o desenvolvimento da primeira versão do CHESS (“Chemical Engineering
Simulation System”), a partir de um financiamento da Marinha norte-americana. Na
mesma época o Departamento de Energia dos EUA financiou o desenvolvimento de
um outro simulador de processos no MIT (“Massachusetts Institute of Technology”).
Este simulador daria origem nos anos seguintes a dois produtos comerciais de
simulação, um dos quais incorporou o código FlowTran. Aos poucos empresas
especializadas em simulação (normalmente formadas a partir das universidades
norte-americanas) tomaram o lugar da indústria na dianteira do desenvolvimento.
Na década de 70, cresceu a aceitação da tecnologia e muitos clientes que
compravam novas plantas químicas (como plantas de amônia) passaram a exigir
que o produto fosse simulado durante o seu projeto. Foi um período de
amadurecimento dos produtos comerciais (que só chegariam com força total ao
mercado no início da década seguinte), baseado em avanços na modelagem
termodinâmica e melhores métodos numéricos para solução das equações.
Em 1983, o simulador CHESS (renomeado para “MicroCHESS”) tornou-se um dos
primeiros simuladores a poder ser executado em um PC (“Personal Computer”).
Logo seria seguido pelos demais e, até meados da década, os simuladores já
faziam parte do “desktop” dos engenheiros de processo. Um dos principais avanços
neste período, além dos algoritmos computacionais, foi a interface gráfica com o
usuário, disponibilizando-se, por exemplo, bibliotecas de operações unitárias a partir
das quais os fluxogramas podiam ser elaborados.
Nos anos 90, aprimorou-se a interface gráfica dos produtos e iniciou-se o grande
impulso para a integração dos aplicativos de CAPE com outras ferramentas
computacionais como: planilhas de cálculo, softwares de desenho de engenharia e
editores de texto, entre outros. Os simuladores adentraram a “Era Windows” e
incorporaram a automação OLE (“Object Linking and Embedding”) às suas
funcionalidades.
Além disso, foram lançados módulos específicos para simulação dinâmica de
processos e cálculos de redes de escoamento. Tais avanços pavimentaram o
caminho para aplicações até então não-convencionais de tecnologia de simulação.
26
O padrão tecnológico em desenvolvimento, o GCO (Global CAPE-OPEN), que
permitirá a integração de simuladores de diferentes fabricantes e o cálculo de
propriedades físico-químicas de substâncias puras e misturas a partir da estrutura
tridimensional das moléculas via mecânica estatística são algumas das tendências
da simulação de processos no século XXI.
Segundo Heskestad (2005), na década de 70, as empresas de petróleo e gás
costumavam aplicar correlações empíricas nas ferramentas de simulação de fluxo
multifásico que eram usadas para o projeto de novas tubulações. As correlações
empíricas também eram usadas para determinar o comportamento do fluxo nas
tubulações em face de possíveis mudanças nas taxas de produção. Os softwares
desempenhavam bem o seu papel enquanto eram utilizados em tubulações que
mantinham seu projeto original ou em condições de operação para as quais as
correlações empíricas foram desenvolvidas.
Com o passar do tempo, mais simuladores de fluxo confiáveis foram desenvolvidos,
mas agora, tendo como base as equações de conservação da massa, momentum e
energia para óleo e gás. Estes foram utilizados para simular escoamento em regime
permanente sob quaisquer condições. Entretanto, não foram suficientes para o
projeto confiável de novas linhas de tubulações ou para antecipar o comportamento
transiente nas linhas existentes.
A solução apresentada pelas indústrias de petróleo foi a introdução de simuladores
de fluxo multifásico em regime transiente, que permitiu grandes avanços no estudo
do escoamento dos hidrocarbonetos (óleo, gás e água). O próximo passo tende ao
desenvolvimento de simuladores que permitem a simulação de quatro fases, onde a
quarta fase seriam os hidratos. Mas antes da introdução desta nova tecnologia, os
simuladores multifásicos já existentes oferecem uma demanda muito grande de
avaliação/aplicação.
27
3.1.3 Importância da Simulação de Processos
Grande parte dos eventos físicos, os quais podem ser simulados
computacionalmente, no mundo real, consomem muito tempo para se realizar, às
vezes dias, meses ou até anos. Em um computador a simulação destes eventos
pode ser realizada em poucos minutos, o que permite diminuir o tempo na fase de
análise do projeto.
Com o advento da simulação computacional, análises que antes só poderiam ser
feitas através de tabelas e números, hoje são feitas de forma visual através da
interface gráfica que existe nos simuladores, o que permite entender melhor o
processo e consequentemente obter melhores resultados. Sem os simuladores de
processo, os engenheiros e cientistas precisariam recorrer a cálculos matemáticos e
probabilísticos complicados, que muitas vezes possuem muitas simplificações e
aproximações que podem levar os resultados obtidos para longe dos valores
corretos, conforme Nascimento (2005).
3.1.4 Vantagens e Limitações do Uso de Simuladores de Processos
Nascimento (2005) relaciona algumas vantagens e limitações do uso da simulação
de processos. Dentre as vantagens citadas anteriormente, pode ser acrescentado:
• A realização de experiências em curto intervalo de tempo;
• A fácil demonstração do processo.
Dentre as principais limitações, cita-se:
• Uma simulação não pode dar resultados precisos quando os dados de
entrada forem imprecisos;
• A simulação não pode dar respostas fáceis para problemas complexos;
• A simulação não pode solucionar problemas por si só.
28
O termo usado na literatura para a imprecisão de dados de saída pelo fato de os
dados de entrada serem imprecisos é “garbage in, garbage out” (lixo entrando, lixo
saindo), o que mostra que para a obtenção de bons resultados em uma simulação,
não basta ter uma poderosa ferramenta computacional, mas também saber como
utilizar os dados disponíveis e que os mesmos sejam compatíveis com o modelo
que está por trás do simulador.
Jaluria (1998) diz que se o modelo é uma boa representação do sistema sob
consideração, os dados de saída caracterizarão o comportamento do sistema em
análise, mas se os dados de entrada não forem bem utilizados, de nada adiantará a
boa modelagem feita.
3.2 ARQUITETURA BÁSICA DOS SIMULADORES DE PROCESSO
Os simuladores de processo são programas computacionais projetados para
oferecer ao usuário, normalmente um engenheiro, um ambiente adequado para a
modelagem de processos e sistemas térmicos. Desta forma, essa modelagem
torna-se uma tarefa rápida e fácil para o engenheiro, propiciando economia de
tempo e dinheiro. Concluída a modelagem, é possível efetuar a simulação do
sistema ou processo, que fornece o balanço de massa, energia e exergia bem como
valores para as variáveis específicas incluídas nos modelos usados. Neste trabalho
a simulação é requisitada pelo procedimento de injeção contínua de gás em um
poço equipado com o método de elevação de petróleo “gas-lift”, mas várias outras
aplicações dos simuladores também são possíveis.
3.2.1 Tipos de Simuladores Existentes (Classificaçã o)
Stoecker (1989) e Jaluria (1998) classificam os tipos de simuladores através de
alguns parâmetros, dentre eles pode-se citar:
• Sistema contínuo ou discreto;
• Análise determinística ou estocástica (probabilística);
29
• Sistema em regime permanente ou em regime transiente.
O modelo contínuo está relacionado com o fluxo constante de material, por
exemplo, o fluxo de gases quentes e energia térmica. Já o modelo discreto, foca em
itens individuais tratados como um número certo de inteiros, por exemplo, a análise
do fluxo de pessoas em um supermercado.
O modelo pode também ser classificado quanto à maneira como a entrada de dados
será realizada. Nos modelos determinísticos, as variáveis de entrada são
precisamente especificadas, portanto, estes modelos predizem o comportamento do
sistema com certeza enquanto que os modelos estocásticos (probabilísticos),
normalmente utilizam distribuições de probabilidade para determinar as variáveis de
entrada, portanto, através destes modelos, estudam-se as influências probabilísticas
que cercam um determinado sistema.
O sistema modelado, também pode ser classificado quanto ao regime de operação.
Se as propriedades e as variáveis de operação não variam com o tempo, o sistema
é dito estar em regime permanente, mas se a dependência do tempo é incluída, o
sistema é dito estar em regime transiente.
Como visto no item 3.1.2, os simuladores de processo sofreram uma evolução ao
longo do tempo. No início, era comum o desenvolvimento de modelagens
específicas, às vezes muito detalhadas e precisas considerando o sistema térmico
como um todo. Mas atualmente, o que parece uma tendência clara, é a utilização de
uma estrutura modular. Assim, desenvolveram-se modelos para descrever o
fenômeno físico e às vezes o comportamento econômico, para os equipamentos e
processos.
Do desenvolvimento de ferramentas para a simulação, projeto e otimização de
sistemas ou processos mais flexíveis, isto é, passíveis de serem aplicadas a
diferentes sistemas, surgiram os simuladores de processo com estrutura modular.
Donatelli (2002) diz que três tipos de abordagens podem ser claramente utilizadas
na construção destas ferramentas, isto é, modular seqüencial, modular orientada a
projeto e “modular” orientada a equações.
30
Modular Seqüencial : Na abordagem modular seqüencial a estrutura do
programa é modular e as variáveis interagidas são variáveis de fluxo de
recirculação. Nessa abordagem várias suposições são feitas para a obtenção da
solução do problema. São elas:
1. As variáveis associadas aos componentes, isto é, as variáveis de projeto,
devem sempre ser definidas e não devem ser tratadas como incógnitas. A
mesma suposição é feita para variáveis associadas com os fluxos que
entram no processo.
2. O fluxo de informações no modelo matemático deve coincidir com os
fluxos físicos da planta. Essa suposição possibilita agrupar as variáveis em
sub-vetores associados com o fluxo físico e selecionar para cada função
uma variável associada com o fluxo de saída deixando o componente.
Essa abordagem é apropriada para a simulação de sistemas e processos.
Entretanto, as suposições feitas tornam o seu uso inadequado para o projeto e
otimização de sistemas e processos.
Modular orientado a projeto : A estrutura do programa é modular e as variáveis
interagidas são variáveis de fluxo de recirculação e variáveis de projeto não
especificadas. Através da estrutura modular orientada a projeto, é possível, com
limitações, aplicá-la ao projeto e otimização de sistemas térmicos.
“Modular” orientado a equações : Nesta abordagem, apesar da sistemática de
solução não ser modular, que é o critério de classificação usado em Bejan,
Tsatsaronis e Moran (1996), aqui considera-se a estrutura como sendo modular,
visto que cada componente usado na configuração do sistema, é modelado
separadamente. No entanto, a modelagem do sistema térmico como um todo,
realizada através da seleção e interligação adequada dos componentes (módulos),
produz um grande sistema de equações algébricas não lineares. Na solução desse
sistema de equações as iterações são feitas simultaneamente sobre todas as
incógnitas. Desta forma, tem-se total liberdade na definição das incógnitas, o que
torna essa abordagem mais apropriada para projeto e otimização de sistemas
térmicos.
31
3.3 SIMULADORES COMERCIAIS EXISTENTES
Existe no mercado uma vasta gama de simuladores para diferentes aplicações. A
Tabela 3.1 relaciona alguns desses softwares bem como algumas de suas
aplicações:
Tabela 3.1 - Informações técnicas e comerciais sobre simuladores de processo.
software / Fabricante Classificação Principais Aplicações Observações
PIPESIM / SCHLUMBERGER
Regime Permanente
- Simulação de poços; - Análise nodal; - Otimização de elevação artificial; - Modelagem de tubulações e instalações de processo; - Planejamento do campo exploratório.
É uma poderosa ferramenta para simulação de instalações de produção de petróleo. Possui interface com os simuladores ECLIPSE, da própria Schlumberger e com o HYSYS da AspenTech.
INPLANT/ SIMSCI-ESSCOR
Regime Permanente
- Projeto de novas instalações de tubulações; - Possibilidade de reformulação da grande variedade de sistemas existentes.
Resolve facilmente os problemas de sistemas que envolvem redes com líquidos monofásicos ou multifásicos em velocidades elevadas ou no fluxo crítico.
ARPM / SIMSCI-ESSCOR
Regime Transiente
- Diagnóstico das causas para queda no desempenho da planta; - Antecipa necessidade de execução de manutenção; - Determina impacto econômico no caso de queda no desempenho da planta, processo ou equipamento; - Identifica falhas na instrumentação.
O software utiliza um modelo rigoroso e a tecnologia de reconciliação de dados para calcular parâmetros de desempenho validados. O ARPM pode ser aplicado para o monitoramento do desempenho de plantas de processamento de óleo e gás, refinarias, petroquímicas e indústrias químicas.
DYNSIM / SIMSCI-ESSCOR
Regime Transiente
- Redução de carga e alívio de coluna de destilação; - Estudos de partida de compressores; - Análise de despressurização; - Sistema de controle de vapor em Refinarias; - Análise de Sistemas de “Flare”.
Possui interface com o simulador OLGA2000 da ScandPower.
32
Tabela 3.1 - Informações técnicas e comerciais sobre simuladores de processo (continuação).
OLGA2000 / SCANDPOWER
Regime Transiente
- Estudos de aplicabilidade; - Projeto de processos; - Projeto conceitual; - Projeto de sistemas de controle; - Planejamento de operações; - Treinamento de operadores.
Através do OLGA2000 é possível obter: a detecção de vazamentos, a análise da passagem do PIG por uma tubulação, perfis de temperatura e pressão nas tubulações, monitoramento da formação de hidratos, indicação do regime de fluxo, etc.
OLGA2000 /
SCANDPOWER
Combinado com
APIS / PREDIKTOR
Regime Transiente Idem ao anterior para respostas em tempo real.
Idem ao anterior para respostas em tempo real.
ECLIPSE / SCHLUMBERGER
Sem Informação
- Análise de reservatórios utilizando modelos de escoamento trifásico em meio poroso (óleo, água e gás); - Considera quatro fases, onde a quarta fase é um fluido utilizado para ajudar na recuperação de hidrocarbonetos; - Análise do comportamento composicional dos fluidos do reservatório em relação a vários parâmetros; - Análises térmicas do reservatório.
Possui interface com vários simuladores dentre eles cita-se: PVTi, SCAL, COUGAR e SimOpt, todos da Schlumberger.
OFM / SCHLUMBERGER Sem Informação
- software de análise de reservatório utilizado para controlar a produção e planejar a exploração da jazida.
O OFM permite que as curvas de tendência de produção, curvas de bolha (“bubble plotting”) e análise das curvas de declínio sejam controladas em único ambiente de trabalho.
33
Tabela 3.1 - Informações técnicas e comerciais sobre simuladores de processo (continuação).
PIPEPHASE / SIMSCI-ESSCOR
Regime
Permanente
- Modela rigorosamente o fluxo multifásico em redes de óleo e gás e em sistemas de tubulações; - Tubulações de distribuição e transmissão de gás natural; - Estudos da gerência e planejamento dos recursos do campo produtor; - Análise de “gas-lift”; - Análise da transferência de calor em tubulações contendo óleo pesado; - Análise de formação de hidratos em tubulações.
O PIPEPHASE cobre uma grande quantidade de fluidos encontrados na indústria de petróleo, incluindo os monofásicos e os “black oil” bem como misturas de diversas composições. Pode ser aplicado também a redes de injeção de vapor ou CO2. Possui interface com os simuladores ROMeo e ARPM da própria SIMSCI-ESSCOR.
GATECYCLE / GE
Sem Informação
- Projeto de plantas de geração de potência tanto a vapor quanto a gás; - Projeto de plantas de ciclo combinado; - Projeto de sistemas de cogeração; - Projeto de “Retrofitting”.
Este software possui uma extensa biblioteca de equipamentos para projeto de uma planta de potência, mas também permite o projeto componente por componente para um determinado equipamento. Possui interface com o MS-Excel.
ASPEN PLUS / ASPENTECH
Regime Permanente
- Simulação, projeto, análise de desempenho, otimização e planejamento econômico de indústrias químicas, petroquímicas e indústrias de materiais.
Possui estrutura “modular” orientada a equações.
IPSEpro / SIMTECH
Regime Permanente
- Suprimento de energia (plantas convencionais e combinadas de geração de potência); - Modelagem de equipamentos (turbina a gás, turbina a vapor); - Outros processos industriais (processo de refrigeração, processo de destilação); - Energia alternativa (produção energia solar, processamento de biomassa).
Possui interface com o MS-Excel
34
Tabela 3.1 - Informações técnicas e comerciais sobre simuladores de processo (continuação).
HYSYS / ASPENTECH
Regime Permanente ou Regime Transiente
- Simulação de perfuração de poços; - Simulação da produção de hidrocarbonetos; - Simulação de redes de coleta; - Simulação de plantas de gás e GNL; - Simulação de plantas de processamento de óleo pesado.
É possível utilizar este software tanto para projeto de equipamentos (em regime permanente), quanto para análise de produção (regime transiente). Possui estrutura modular orientada a projeto.
3.4 SIMULADORES APLICADOS ÀS INDÚSTRIAS DE POTÊNCIA E QUÍMICA
3.4.1 IPSEpro
O IPSEpro é um programa computacional que oferece um ambiente flexível para a
simulação de processos e sistemas térmicos, em regime permanente, o qual
proporciona facilidades para a criação de modelos dos componentes, para o
estabelecimento de modelos de equipamentos ou de uma planta de potência
completa e para a solução destes modelos, Dargam e Perz (1998).
O ambiente IPSEpro é dividido em dois módulos principais, que são o módulo de
simulação de processo (PSE – “Process Simulation Environment”) e o módulo
destinado ao desenvolvimento de modelos dos componentes (MDK – “Model
Development Kit”) e um módulo de integração (“PSExcel”) para uma troca de dados
dinâmica com o MS-Excel.
Algumas das áreas onde o IPSEpro é utilizado são:
• Suprimento de energia (plantas convencionais e combinadas de geração de
potência);
• Modelagem de equipamentos (turbina a gás, turbina a vapor);
• Outros processos industriais (processo de refrigeração, processo de
destilação e dessalinização);
35
• Energia alternativa (produção de energia solar, processamento de
biomassa).
A Figura 3.1 mostra uma tela de trabalho no simulador IPSEpro.
Figura 3.1 - Exemplo de tela de trabalho no simulador IPSEpro.
3.4.2 GATECYCLE
Com o software GateCycle, é possível analisar o desempenho em condições de
projeto e fora das condições de projeto de plantas de ciclo combinado, caldeiras que
utilizam combustíveis fósseis, sistemas de cogeração, ciclos avançados de turbinas
a gás e muitos outros sistemas de energia. O referido software encontra-se em
desenvolvimento, pela “General Electric Power Systems”, desde 1981 e é muito
utilizado para o projeto e simulação de plantas de potência.
36
O GateCycle pode ser usado para avaliações rápidas, projeto, engenharia
detalhada, “retrofitting” e testes de aceitação de plantas de geração de potência.
O software GateCycle é uma ferramenta poderosa para projeto e análise tanto de
plantas de potência a gás quanto a vapor bem como plantas de ciclo combinado.
Para modelar uma turbina a gás, é possível selecionar da biblioteca de turbinas a
gás ou “construir” componente por componente a turbina desejada. No segundo
caso pode-se construir a turbina com seus componentes básicos: compressor,
câmara de combustão e carretéis expansores (“expander spools”). Assim, pode-se
facilmente modelar e analisar: “intercooler”, reaquecedor, armazenamento de ar
comprimido e turbinas em cascata. Para o lado vapor, é colocado à disposição do
usuário um conjunto completo de ícones de componentes, o que permite modelar
precisamente a caldeira de recuperação de calor HRSG (“heat recovery steam
gererator”) considerando a possibilidade de múltiplos níveis de pressão, seções
paralelas e perdas de pressão. É possível criar modelos da planta com diversas
turbinas a gás e HRSG’s em diferentes configurações.
O software ainda possui a ferramenta CycleLink, que permite ao usuário analisar
dados do programa no MS-Excel.
A Figura 3.2 mostra uma tela de trabalho no simulador GateCycle.
37
Figura 3.2 - Exemplo de tela de trabalho no simulador GateCycle.
3.4.3 ASPEN PLUS
O software Aspen Plus resolve grande parte dos problemas críticos de engenharia
juntamente com os problemas operacionais que aparecem durante todo o ciclo de
vida de um processo químico, tal como o projeto de um novo processo, a pesquisa
de defeitos de uma unidade de processo ou a otimização das operações de um
processo completo tal como os de uma planta de ácido acrílico. As potencialidades
deste simulador de processos permitem aos engenheiros predizer o comportamento
de um processo usando relações básicas de engenharia tais como balanços de
massa e energia, equilíbrio de fase e químico e cinética das reações.
O Aspen Plus possui interface gráfica que permite ao usuário visualizar todas as
etapas do processo que está sendo montado bem como todos os dados de entrada
que estão sendo inseridos pelo usuário, o que permite uma melhor compreensão do
processo que está sendo projetado.
38
O programa dispõe de um grande número de modelos de propriedades físicas,
dados e métodos de estimativa que cobrem grande parte dos processos de
comportamento simples e ideal bem como os processos com misturas não ideais. O
software faz também uma análise de convergência que analisa automaticamente e
sugere cortes ótimos no fluxo, métodos de convergência do “flowsheet” e a
seqüência de solução para a maior parte dos “flowsheets” com múltiplos fluxos e
recirculação de dados.
O Aspen Plus é capaz de fazer uma análise de sensibilidade para gerar
convenientemente as tabelas e os gráficos que mostram como o desempenho do
processo varia com mudanças feitas nas especificações do equipamento e nas
condições de operação selecionadas. Através das especificações de projeto, o
programa calcula condições de operação ou parâmetros de equipamentos para
encontrar o desempenho desejado.
O software pode ainda determinar as condições de operação que maximizarão
qualquer função objetivo especificada, incluindo a taxa de produção do processo, o
uso de energia, pureza dos fluxos, a economicidade do processo e promover um
ajuste do modelo do processo aos dados reais da planta para assegurar uma
representação exata, validando a planta real.
A Figura 3.3 mostra uma das telas de trabalho no Aspen Plus.
Figura 3.3 - Exemplo de tela de trabalho no simulador Aspen Plus.
39
3.5 SIMULADORES APLICADOS À INDÚSTRIA DE PETRÓLEO E GÁS
3.5.1 PIPEPHASE
O PIPEPHASE modela rigorosamente o fluxo multifásico em regime permanente em
redes de petróleo e gás e em sistemas de tubulações. É uma poderosa ferramenta,
flexível o suficiente para modelar as aplicações que variam desde análises de
sensibilidade de parâmetros chave em um poço simples até o planejamento em
longo prazo de instalações para um campo inteiro.
O software cobre uma escala completa dos líquidos encontrados na indústria do
petróleo, incluindo os monofásicos, o “black oil” ou volumétrico (onde admite-se que
cada uma das fases - água/óleo/gás - eventualmente presentes seja constituída de
um único componente, ou seja, considera-se que a fase óleo é formada por um
único componente denominado simplesmente de óleo, embora se saiba que o óleo é
composto de diversos hidrocarbonetos), Rosa et al. (2006). O programa é capaz
também de fazer simulações considerando misturas em diferentes composições bem
como análise de redes de injeção de vapor ou CO2.
O programa possui um conjunto completo de métodos empíricos e teóricos, que são
padrões na indústria, para analisar o escoamento multifásico em dutos. Juntamente
com uma grande quantidade de modelos de fluidos, um rigoroso balanço de energia
e com uma detalhada análise de transferência de calor, o PIPEPHASE é uma
ferramenta flexível para avaliação de fluxos monofásicos e multifásicos, modelagem
de redes de poços conectados, tubulações e instalações associadas.
A depleção do reservatório também pode ser analisada neste simulador, o que pode
ser feito através de curvas de declínio, enquanto que, as condições de operação da
instalação podem ser mudadas com o tempo para que se possa refletir sobre a
estratégia de desenvolvimento do campo.
A Figura 3.4 mostra uma das telas de trabalho no simulador PIPEPHASE.
40
Figura 3.4 - Exemplo de tela de trabalho no simulador PIPEPHASE.
3.5.2 OLGA2000
O simulador OLGA2000 é um programa sofisticado de simulação dinâmica, que com
precisão modela escoamentos multifásicos em poços, tubulações e instalações de
processo.
Soluções em regime permanente dão o gradiente de pressão do oleoduto e a vazão
líquida a uma taxa de fluxo constante, mas não cobre as características do
escoamento dinâmico importantes e as instabilidades vistas durante a operação.
Para avaliar ambientes de produção como na partida, parada, descargas, mudanças
de taxa e “pigging”, utiliza-se um simulador multifásico em regime transiente.
A produção eficiente envolve o transporte multifásico de óleo, gás e água do
reservatório, por poços e tubulações, para as instalações de processo. O OLGA2000
41
modela o fluxo de produção usando simulações complexas que predizem o
comportamento do escoamento.
A Interface gráfica permite um eficiente fluxo de trabalho, pois dá fácil acesso ao
usuário visualizar e traçar seus projetos em configurações 2D/3D. O software pode
ser usado em estudos de viabilidade, estudos conceituais e projetos detalhados,
essenciais para definir procedimentos operacionais e esquemas de controle.
Exemplos de aplicação:
• Transiente termohidráulico durante a partida e parada;
• Projeto ótimo para máximo envelope operacional;
• Processo e projeto de sistema de controle;
• Segurança do fluxo, pesquisa de hidratos, parafinas, corrosão, emulsão,
escalas e areia;
• Inventário líquido durante “pigging” e mudanças de taxa de produção.
Sistemas de escoamentos que podem ser modelados
• Óleo e fluxo de gás natural;
• Gás úmido e linha de fluxos de condensado;
• Fluxo nos poços;
• Linhas de fluxo da fase densa;
• Linha de fluxo de fase única de gás ou líquido;
• Experiências de laboratório.
Simulações transientes identificam instabilidades e problemas de escoamento,
dando um melhor entendimento do desempenho global do poço, possibilitando uma
maior recuperação total. A utilização de uma ferramenta de análise transiente torna-
se mais valiosa nas seguintes fases:
42
No planejamento, análise e projeto de característic as cruciais
• Elevação de gás;
• Escoamentos;
• Cálculos térmicos, análise de formação de hidratos e parafinas;
• Acumulação de água, corrosão e seleção de material;
• Controle da curva de elevação para ambos os tipos de escoamentos
permanente e transiente.
Na Fase de Operação
• Previsão de problemas de escoamentos e instabilidades, lista de
dificuldades e ações corretivas apropriadas;
• Previsão da carga de líquido;
• Listagem de dificuldade operacional;
• Procedimentos operacionais (partida e fechamento de poço);
• Otimização da elevação artificial.
A Figura 3.5 mostra uma tela de trabalho no simulador OLGA2000.
3.5.3 ECLIPSE
O simulador Eclipse é uma poderosa ferramenta computacional para a análise
de reservatórios de petróleo. Permite a modelagem dos fluidos do reservatório sob
diferentes condições, o que torna os resultados mais reais.
O programa oferece dois modelos diferentes para a análise dos fluidos do
reservatório. Um deles é o “black oil”, que consiste em modelar os hidrocarbonetos
como uma mistura de três componentes (óleo, água e gás) em três fases (líquido
gás e gás em solução), podendo estes componentes ser miscíveis em diversas
proporções. Este modelo é utilizado quando as reservas de óleo e a quantidade de
óleo recuperável necessitam ser determinadas, mas a influência da composição das
fases no comportamento do fluxo não é considerada.
43
Figura 3.5 - Tela de trabalho no simulador OLGA2000.
Através deste software é possível também a simulação de sistemas com mais de
quatro componentes, onde este quarto componente pode vir da injeção de fluidos
que sejam miscíveis aos hidrocarbonetos do reservatório.
O modelo composicional do ECLIPSE é útil quando uma equação de estado é
requerida para descrever o comportamento fluido da fase do reservatório ou as
mudanças composicionais associadas com a profundidade. Este modelo é a escolha
correta para estudar condensados, óleos muito voláteis, programas da injeção do
gás e estudos secundários da recuperação. O conhecimento do comportamento
composicional é requerido também para o exato planejamento e projeto das
instalações de produção de superfície.
44
Por causa das densidades, das elevadas viscosidades e da física complicada
envolvida quando mudanças maciças ocorrem na temperatura do reservatório e na
energia calorífica, métodos térmicos avançados de recuperação são requeridos
tipicamente para o óleo pesado, extra-pesado e reservatórios de betume, diante
desses fatores, o Eclipse oferece também um módulo para simulação térmica do
reservatório.
A simulação térmica feita pelo Eclipse, utiliza uma hierarquia implícita e multinível
para gerar um modelo de fluxos cruzados (“crossflow”) do poço para um maior
realismo da simulação. Isto permite a análise do óleo, do gás, da água e dos
comportamentos dos sólidos (útil com reações químicas), assim como modelos de
óleo morto ou óleo vivo.
O simulador ECLIPSE modela o fluxo do vapor e dos líquidos, o fluxo da água
quente ou fria, combustão in situ e qualquer outro fenômeno térmico, incluindo óleos
espumosos.
A Figura 3.6 mostra uma simulação em 3D realizada no Eclipse.
Figura 3.6 - Simulação de um reservatório realizada no
simulador Eclipse.
45
3.6 O SIMULADOR COMPUTACIONAL PIPESIM
O Pipesim é uma ferramenta computacional para análise de sistemas de produção
de óleo e gás em regime permanente. O software possui módulos individuais que
podem ser usados para uma larga escala de aplicações, incluindo: modelagem de
poços, análise nodal, otimização da elevação artificial, modelagem de instalações de
produção e de tubulações bem como planejamento de exploração de um campo
produtor.
Oliveira (2003) diz que estes módulos permitem as seguintes opções de análise para
um sistema de produção:
• Sistema de Perfis de Temperatura e Pressão (“System Temperature and
Pressure Profiles”) – Permite que o perfil de pressão e temperatura seja
determinado ao longo de todo o sistema. Ambos os perfis são gerados nó a
nó;
• Análise do Sistema (“System Analysis”) – Este módulo permite uma análise
operacional, na qual o usuário pode variar as condições de operação do
sistema, caso a caso, de acordo com a análise de sensibilidade;
• Análise Nodal (“Nodal Analysis”) – O Pipesim foi concebido como uma
ferramenta de análise nodal, em vez de apenas fornecer soluções para um
único ponto dos problemas individuais de fluxo, o modelo permite ao
usuário realizar estudos de sensibilidade e gerar curvas de desempenho do
sistema. Tais técnicas de análises gráficas do sistema são essenciais em
modelagem de desempenho de poços e otimização de sistemas complexos
de dutos;
• Comparação entre Correlações de Fluxo (“Flow Correlation Matching”) –
Módulo utilizado para determinar as corretas correlações a serem utilizadas
através da comparação com dados PVT;
• Interface com Dados de Simuladores de Reservatórios (“Reservoir Tables”)
– Permite ao usuário gerar curvas com dados de entrada provenientes de
um simulador de reservatórios. Estes dados suprem o simulador com as
46
informações necessárias para definir a pressão no fundo do poço, na
coluna de produção e na cabeça do poço como função da vazão, razão
gás/óleo, razão água/líquido (“watercut”), pressão na superfície e vazão de
injeção de “gas-lift”, onde aplicável;
• Comprimento Ótimo para Completação Horizontal (“Optimum Horizontal
Completion Length”) – Permite ao usuário determinar o comprimento
econômico de produção de uma “completação” horizontal;
• Desempenho de Elevação Artificial (“Artificial Lift Performance”) – Permite
ao usuário realizar análises de desempenho do sistema quando este
encontra-se equipado com métodos artificiais de elevação. O Pipesim
permite a modelagem de instalações equipadas com sistemas de GLC e
BCS.
O Pipesim possui um módulo destinado especialmente para a modelagem de
desempenho de elevação artificial (“Artificial Lift”). Esta opção permite ao usuário
analisar os efeitos da aplicação de um sistema de elevação artificial. É possível
modelar sistemas que operam por: bombeio mecânico, bombeio centrífugo
submerso e o “gas-lift” contínuo.
Assim como no Eclipse, o Pipesim possui dois modelos para a caracterização dos
fluidos. Um destes modelos é o “black oil” e o outro é o Composicional. Para o
modelo “black oil”, correlações empíricas precisam ser utilizadas para determinar os
parâmetros que não podem ser obtidos por meio de medição física. Para isto, faz-se
o uso dos parâmetros que podem se obtidos através de análises PVT. Estes dados
devem ser utilizados para ajustar as curvas das correlações empíricas, o que
permitirá uma correta seleção das correlações que melhor representam o sistema.
A Figura 3.7 mostra o ambiente de trabalho no simulador Pipesim.
47
Figura 3.7 - Ambiente de trabalho no simulador Pipesim.
A Figura 3.8 mostra como é feita a caracterização dos fluidos através do modelo
“black oil”.
Figura 3.8 - Caracterização de um modelo “black oil” no Pipesim.
48
A Figura 3.9 mostra como é feita a caracterização dos fluidos de petróleo através da
modelagem Composicional, onde a fração dos componentes do fluido modelado são
os dados de entrada.
Figura 3.9 - Caracterização de um modelo Composicional no Pipesim.
Módulos avançados
O Pipesim possui módulos avançados de simulação que são: “Network”, “Well
Performance Analysis” e o “Pipeline and Facilities”.
• Módulo de Análise de Redes (“Network”) – Através deste módulo é
possível modelar redes complexas que podem incluir vários poços de
coleta, distribuição ou injeção de fluidos no reservatório;
• Módulo de Análise de Desempenho de poços (“Well Performance
Analysis”) – Este módulo é usado para analisar o desempenho de
sistemas compostos por um único poço;
49
• Módulo de Análise de Tubulações e Instalações de Superfície (“Pipeline
and Facilities”) – Através deste módulo são realizadas modelagens para
análise de sistemas de injeção de gás (“gas-lift”), bombeio centrífugo
submerso e bombeio mecânico, o que permite otimizar a aplicação de
cada método de elevação.
A Figura 3.10 mostra uma tela de trabalho no Pipesim onde um envelope de
fases foi traçado.
Figura 3.10 - Ambiente de trabalho no Pipesim mostrando um envelope de fases traçado.
A Figura 3.11 mostra uma tela de trabalho onde dados foram gerados através de
uma simulação.
50
Figura 3.11 - Tela de trabalho mostrando dados gerados em uma simulação.
A Figura 3.12 mostra a utilização do módulo de análise de redes.
Figura 3.12 - Tela de trabalho mostrando a utilização da análise de redes.
51
CAPÍTULO 4 – ESCOAMENTO MULTIFÁSICO NA PRODUÇÃO DE
PETRÓLEO
4.1 MISTURAS MULTIFÁSICAS COM MULTICOMPONENTES
Normalmente é esperado que os fluidos produzidos de um reservatório de petróleo
apresentem-se sob a forma de uma mistura multifásica, composta na maioria das
vezes por óleo, gás e água e, ocasionalmente, certa quantidade de areia também
pode vir a ser produzida. Ao longo do caminho percorrido por esses fluidos desde o
reservatório até as instalações de produção, não só, depósitos orgânicos, tais como,
parafinas e hidratos de gás podem se formar, mas também, depósitos inorgânicos,
como incrustações de sulfato de bário, Oliveira (2003).
Os fluidos de petróleo são compostos orgânicos de carbono e hidrogênio, podendo
apresentar átomos de enxofre, nitrogênio e oxigênio. A composição química destes
fluidos depende de vários fatores, entre eles da profundidade do reservatório e das
características da bacia sedimentar que os contém. Se as cadeias moleculares
existentes forem pequenas, os fluidos se apresentarão sob uma forma gasosa, caso
as cadeias sejam grandes, um óleo mais pesado e viscoso se apresenta.
O estado em que o petróleo se apresenta na formação depende da composição
química do mesmo bem como das características de pressão e temperatura do
reservatório, podendo então ser encontrado no estado monofásico (óleo com todo
gás dissolvido na fase líquida) ou bifásico (óleo e gás livre), Oliveira (2003).
Na indústria do petróleo, não se faz uma rigorosa distinção entre fase e componente,
pois em uma mistura de óleo (fase líquida), gás (fase gasosa) e água (fase líquida),
diz-se estar diante de uma mistura multifásica, apesar de que, na realidade, tem-se
uma mistura bifásica de multicomponentes.
52
4.2 TIPOS DE RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO
Rosa et al. (2006) diz que os reservatórios de petróleo podem ser classificados
quanto aos fluidos neles contidos. Dessa forma pode-se dizer que existem
reservatórios de líquido, também chamados de reservatórios de óleo, reservatórios
de gás e reservatórios com as duas fases em equilíbrio. De maneira geral, as
acumulações podem ser separadas em reservatórios de óleo ou reservatórios de
gás, o que vai depender se a temperatura for maior ou menor do que a temperatura
crítica da mistura.
Quando os hidrocarbonetos presentes na acumulação encontram-se no estado
gasoso, diz-se ter um reservatório de gás, mas quando esses hidrocarbonetos
apresentam-se na fase líquida ou numa mistura bifásica de gás e líquido, diz-se ter
um reservatório de óleo.
De acordo com a redução do volume do líquido em decorrência da liberação do gás
associado ao mesmo, causada pela passagem do fluido das condições de
reservatório para as condições de superfície, o óleo pode ser classificado em óleo
de baixa contração e óleo de alta contração. A contração se deve basicamente à
liberação das frações mais leves (geralmente o etano, o metano, o propano, etc), de
onde se conclui que misturas com grandes percentuais de frações leves apresentam
alta contração, enquanto que misturas que apresentam percentuais pequenos,
sofrem menor contração. Os hidrocarbonetos mais leves são chamados também de
mais voláteis, logo, óleos de alta contração, também são chamados de óleos
voláteis, Rosa et al. (2006).
O comportamento de um reservatório, no que tange às características dos fluidos
nele contido, pode ser descrito, de forma aproximada, através de um diagrama de
fases (P x T) para um sistema de vários componentes, sendo P a pressão e T a
temperatura.
A Figura 4.1 mostra um diagrama de fases dos fluidos presentes em um reservatório
de petróleo. Na figura, o termo “bubble point” refere-se ao ponto de bolha, isto é o
ponto onde a primeira bolha de gás começa a aparecer; e “dew-point” ao ponto de
orvalho, onde a última bolha de gás passa para a fase líquida.
53
Figura 4.1 - Diagrama de fases dos fluidos presentes em um reservatório de petróleo.
Fonte: Oliveira (2003)
Segundo Rosa et al. (2006) e McCain (1990), de acordo com o diagrama de fases
de um sistema multicomponente e as condições de pressão e temperatura, cinco
tipos de fluidos podem ser encontrados nos reservatórios, o que permite classificá-
los em:
• Reservatório de óleo do tipo “black oil”;
• Reservatório de óleo volátil;
• Reservatório de gás seco;
• Reservatório de gás úmido;
• Reservatório de gás condensado retrógrado (o termo retrógrado é usado
devido ao fenômeno de vaporização, quando de uma expansão
isotérmica, ao invés de uma condensação).
O ponto crítico (PC) representa o ponto que separa a curvas de ponto de bolha
(“bubble point) e ponto de orvalho (“dew point”) e passa a ser definido como o ponto
onde as propriedades do gás e do líquido tornam-se idênticas.
54
Aquelas misturas que não se classificam nem como de alta contração nem como de
baixa contração recebem o nome de óleo normal ou “black oil”. Oliveira (2003) diz
que tais óleos são caracterizados por possuírem um grau de encolhimento pequeno,
grau API menor que 45, razão gás-óleo (RGO) inicial inferior a 400 m³/m³ e fator
volume formação (Bo) inferior a 2 m³/m³. Na abordagem numérica chama-se de
modelagem “black oil” aquela que pode ser assumida uma composição constante
para o óleo durante sua vida produtora.
A abordagem “black oil” é largamente utilizada na prática e a grande maioria dos
estudos de simulações de reservatório e de escoamento adotam esta modelagem
simplificada. Nesse tratamento para determinação das propriedades das misturas,
os componentes são traduzidos por propriedades intrínsecas, dependentes do
estado termodinâmico ocorrente, em combinação com formulações relacionais que
traduzem o grau de mistura existente entre tais componentes e suas conseqüências
na determinação das propriedades da mistura.
Oliveira (2003) apresenta uma tabela que relaciona algumas faixas de valores
correspondentes aos principais parâmetros utilizados para caracterizar um óleo do
tipo “black oil”.
Tabela 4.1 - Intervalo de valores dos parâmetros “black oil”.
Parâmetros Intervalos
Densidade API 25,7 a 55,9 °API
Razão Gás-Óleo Produzido (RGO) 261 a 46139 scf / Std
Densidade do Gás Produzido (γgt) 0,618 a 0,931
Razão Água-Óleo Produzido (RAO) 0 a 0,153 Std / Std
Fonte: Oliveira (2003)
Quando outros parâmetros precisam ser usados para a modelagem do escoamento
de óleo do tipo “black oil”, faz-se o uso de correlações empíricas para a
determinação dos mesmos. A Tabela 4.2 lista, a título de exemplificar, o conjunto
completo de propriedades requeridas numa caracterização do tipo “black oil”, a
denominação e os símbolos utilizados para tais propriedades e ainda, as correlações
mais largamente utilizadas na determinação de algumas dessas propriedades,
Oliveira (2003).
55
Tabela 4.2 - Propriedades dos fluidos e correlações PVT.
Propriedade Símbolo Método / Correlação
Fator volume de formação do óleo Bo Standing e Vazquez-Beggs
Fator volume de formação do gás Bg Z
Fator volume formação da água Bw Gould
Solubilidade do gás no óleo Rs Lasater, Standing e Vazquez-Beggs
Solubilidade do gás na água Rsw Katz
Fator de compressibilidade do gás Z Hall-Yarborough
Viscosidade do gás µg Lee et al.
Viscosidade do óleo µo Beggs-Robinson e Vazquez-Beggs
Viscosidade do líquido µl Equação
Viscosidade da água µw Van Wingen
Densidade do gás dissolvido γgd Katz
Densidade do gás produzido γgt Valor fornecido
Densidade da água γw Valor fornecido
Densidade do óleo γo Equação API
Massa específica do líquido ρl Equação
Tensão interfacial gás-óleo σο Baker-Swerdloff
Tensão interfacial gás-água σw Hough-Rzasa
Tensão interfacial gás-líquido σl Equação
Pressão crítica do gás Pc Brown
Temperatura crítica do gás Tc Brown
Grau API do óleo API Valor fornecido
Razão gás-líquido de produção RGL Valor fornecido
Razão água-líquido de produção WC Valor fornecido
Pressão de saturação do óleo Pb Lasater, Standing e Vazquez- Beggs
Compressibilidade do óleo Co Vazquez-Beggs
Densidade do gás livre γfg Balanço de material
Fonte: Oliveira (2003).
A Tabela 4.3 mostra algumas das correlações para fluxo vertical multifásico
presentes na literatura bem como a aplicabilidade de cada uma.
56
Tabela 4.3 - Correlações de fluxo vertical multifásico.
Correlação Poços verticais
Poços de óleo altamente desviados
Poços de gás/condensado
Dutos de óleo
Dutos de gás/condensado
Duns & Ros Sim Sim Sim Sim Sim
Orkiszewski Sim X Sim X X
Hagedorn & Brown Sim X Sim X X Beggs & Brill Revised Sim Sim Sim Sim Sim
Beggs & Brill Original
Sim Sim Sim Sim Sim
Mukherjee & Brill Sim Sim Sim Sim Sim Govier, Aziz& Forgasi
Sim Sim Sim Sim Sim
NoSlip Sim Sim Sim Sim
OLGAS Sim Sim Sim Sim Sim
Ansari Sim X Sim X X BJA for Condensates
X X Sim X Sim
AGA & Flanigan X X X X Sim
Oliemans X X X Sim Sim
Gray X X Sim X X
Gray Modified X X Sim X X
Xiao X X X Sim Sim Fonte: Banco de dados do Pipesim.
As correlações de fluxo vertical são utilizadas para caracterizar e determinar as
perdas de pressão e os mapas de fluxo ao longo da coluna de produção. Foram
desenvolvidas empiricamente para facilitar os cálculos de fluxo multifásico.
Segundo Oliveira (2003) e Thomas (2004) estas correlações podem ser
classificadas em três grupos, que são:
• Correlações do Tipo I
Estas correlações não consideram nem o escorregamento existente entre as
fases nem os vários padrões de fluxo. A densidade da mistura é determinada
em função da razão gás-líquido total, uma vez que considera o gás e o
líquido escoando a uma mesma velocidade. As correlações amplamente
difundidas na literatura e propostas por Poetmann & Carpenter, Baxendell &
Thomas e Fancher & Brown são todas desse Tipo I.
57
• Correlações do Tipo II
Neste tipo de correlação é considerado o escorregamento entre as fases,
porém é desprezado o regime de fluxo. Os volumes ocupados pelo gás e pelo
líquido devem ser determinados para cada ponto, uma vez que se deslocam
a velocidades diferentes. As correlações encontradas na literatura e
propostas por Hagedorn & Brown, Gray & Asheim são todas desse Tipo II.
• Correlações do Tipo III
Além do escorregamento entre as fases, estas correlações consideram
também, o padrão de fluxo existente. A partir da determinação do padrão de
fluxo para cada ponto, são calculados todos os outros parâmetros
relacionados com a densidade média dos fluidos e os fatores de fricção. As
correlações encontradas na literatura e propostas por Duns & Ros,
Orkiszewski, Aziz, Grovier & Fogarasi, Chierici, Ciucci & Sclocchi, Beggs &
Brill e Mukherjee & Brill são classificadas como sendo do Tipo III.
4.3 FLUXO NO MEIO POROSO
Para caracterizar a capacidade de fluxo de um poço, utiliza-se um parâmetro
chamado Índice de Produtividade (IP), que é definido pela seguinte expressão:
PwPe
qIP
−= (4.1)
onde, q – vazão de produção medida na região dos canhoneados;
Pe – Pressão estática (ou média) do reservatório;
Pwf – Pressão de fluxo no fundo do poço.
O índice de produtividade pode ser utilizado para estimar a vazão do poço para
diferentes pressões de fluxo, correspondentes a diferentes aberturas nos
reguladores de fluxo (chokes).
58
O valor do IP pode ser estimado através de testes de fluxo realizados no poço.
Quando os fluidos chegam às instalações de superfície, o fluido produzido durante o
teste passa pelos equipamentos reguladores de fluxo, estes, podem ser fixos ou
ajustáveis, dependendo das características de controle requeridas. As vazões do
teste e as pressões na cabeça do poço são controladas pela restrição imposta ao
fluxo, Thomas (2004).
A equação 4.1 pode ser rescrita da seguinte forma:
IP
qPePwf −= (4.2)
Considerando que o índice de produtividade permaneça constante,
independentemente da vazão de líquido, a equação acima é representada por uma
linha reta, denominada de IPR (“Inflow Performance Relationship”).
Esta curva é conhecida como modelo linear e é adequada para representar o
escoamento monofásico no reservatório, o qual ocorre quando o fluido encontra-se a
uma pressão acima da pressão de bolha. Nestas condições o gás presente está
completamente dissolvido no óleo e o reservatório é caracterizado como sendo
subsaturado.
A Figura 4.2 mostra uma típica curva de IPR para o modelo linear.
59
Figura 4.2 - Curva de IPR para reservatórios saturados -
modelo linear.
O ponto onde a curva de IPR intercepta a abscissa (vazão de produção) é conhecido
como “potencial do poço” ou AOFP (“Absolute Open Flow Potential”). Este ponto
representa a máxima vazão do reservatório para pressão de fluxo no fundo igual a
zero. Porém, esta vazão é apenas teórica, pois na prática não é possível reduzir a
pressão de fluxo no fundo a zero, já que um gradiente de pressão é necessário para
permitir o escoamento no interior da coluna de produção, Nascimento (2005).
Thomas (2004) diz que o modelo de IPR linear não se aplica quando as pressões no
meio poroso estão abaixo da pressão de saturação do óleo, pois neste caso o gás
sai de solução aumentando a saturação. Neste caso, se faz necessária a utilização
do modelo de Vogel, que é representado pela seguinte equação:
2
max
8,02,01
−
−=Pe
Pwf
Pe
Pwf
q
q (4.3)
onde, qmax – vazão máxima de produção (AOFP).
O modelo de Vogel é aplicado em reservatórios de gás em solução com pressão
igual ou abaixo da pressão de saturação, considerando somente o fluxo bifásico de
óleo e gás, mas também pode ser aplicado satisfatoriamente em reservatórios que
60
operam por capa de gás ou fraco influxo de água, desde que a percentagem de
água não seja muito elevada, Thomas (2004).
A Figura 4.3 mostra uma típica curva de IPR para o modelo de Vogel.
Figura 4.3 - Curva de IPR para reservatórios subsaturados -
modelo de Vogel.
Caso a pressão estática Pe seja menor que a pressão de saturação Psat , deve-se
analisar o potencial do reservatório utilizando uma curva de Vogel. Porém, se a Pe é
maior que a Psat é necessário utilizar uma curva composta (IPR Linear + Vogel),
Nascimento (2005).
Na análise das curvas IPR, observa-se o diferencial de pressão necessário para o
fluxo de fluidos do reservatório para o poço possa ocorrer. Portanto, ocorrerá fluxo
do meio poroso para o poço, quando Pwf for menor que Pe .
Nascimento (2005) diz que a escolha do melhor método de elevação para um poço
está associada ao estudo da capacidade de produção atual do reservatório, o
desempenho futuro de produção do mesmo entre muitos outros fatores. O bom
conhecimento destes parâmetros através das curvas de IPR implica na realização
de projetos sem superdimensionamento dos equipamentos de produção e sem
limitações ou restrições ao fluxo.
61
4.3 FLUXO NA COLUNA DE PRODUÇÃO
Para que os fluidos cheguem até os separadores na superfície, é necessário que a
pressão de fluxo no fundo do poço seja suficiente para vencer a coluna hidrostática
do fluido na coluna de produção, as perdas por fricção, as perdas nas restrições
(regulador de fluxo, válvulas, etc.), as perdas na linha de produção e a pressão nos
equipamentos de separação.
O gradiente de pressão dentro da coluna de produção, quando em fluxo, é o
resultado da soma do gradiente devido à elevação, do gradiente devido à fricção e
do gradiente devido à aceleração. O gradiente devido à elevação corresponde ao
gradiente hidrostático do fluido que está escoando e é função unicamente da sua
densidade, já o gradiente devido à fricção existe sempre que houver movimentação
de fluidos e depende das características dos fluidos, do diâmetro e da rugosidade da
coluna de produção bem como da vazão, Thomas (2004).
O gradiente devido à aceleração depende da quantidade de gás produzida, pois
quando a razão gás-líquido for baixa, poderá considera-se ter o escoamento de um
fluido incompressível, onde não haverá variação de velocidade no interior da
tubulação, o que tornará esse gradiente nulo.
A Figura 4.4 mostra uma curva de IPR interceptada pela curva de TPR (“Tubing
Pressure Requirement”). O ponto de intercessão representa o ponto de no qual o
sistema deve operar e depende das características do poço e do reservatório.
62
Figura 4.4 - Oposição de solicitações no fundo do poço
4.3.1 Padrões de Fluxo Vertical Multifásico
Segundo Thomas (2004), quando o fluido sai do reservatório, este possui certa
quantidade de gás em solução e vem acompanhado de gás livre e água. Sendo
assim, a determinação do gradiente de pressão é uma tarefa complicada, uma vez
que ocorre um fluxo multifásico complexo e difícil.
A diferença de velocidade entre as fases e a geometria das fases líquida e gasosa
são os fatores determinantes para a classificação dos regimes de fluxo multifásico.
Os padrões de fluxo geralmente aceitos para o fluxo vertical multifásico são: bolha,
golfada, transição (caótico) e anular nevoeiro, conforme mostrado na Figura 4.5.
63
Figura 4.5 - Padrões de fluxo vertical multifásico
Fonte: Oliveira (2003).
O padrão de fluxo tipo bolha ocorre geralmente próximo ao fundo do poço, pois é
onde ocorrem as maiores pressões na coluna de produção. Neste padrão de fluxo, a
fase gasosa encontra-se dispersa na fase líquida sob a forma de pequenas bolhas.
À medida que a mistura se eleva na coluna, ocorre uma redução na pressão e
conseqüente liberação dos gases dissolvidos na fase líquida. Com o aumento das
bolhas de gás, ocorre o coalescimento dessas bolhas, formando-se então bolsões
de gás separados por golfadas de líquidos.
Com a contínua elevação pela coluna de produção, menores pressões são
alcançadas, a velocidade do líquido aumenta uma maior quantidade de gás encontra
fora de solução. A golfada de líquido então, tende a desaparecer e uma quantidade
significativa de líquido encontra-se disperso na fase gasosa. O gás com o líquido em
suspensão tende a se movimentar mais rapidamente pelo centro da coluna,
enquanto a fase líquida tende a aderir às paredes da coluna de produção, formando
um anel. Apesar de a fase líquida ainda influenciar no escoamento e no gradiente de
64
pressão, neste padrão de fluxo tipo transição, efeito da fase gasosa é muito mais
pronunciado, Thomas (2004).
Posteriormente, a quantidade de gás dissolvido e a velocidade do gás liberado são
tais, que a fase líquida, apesar de ainda existir molhando as paredes da coluna, não
influencia o gradiente de pressão, que agora é totalmente dependente da fase
gasosa.
Dependendo das características dos fluidos produzidos, das pressões envolvidas e
das profundidades dos poços, podem ocorrer mais de um padrão de fluxo no mesmo
poço.
4.4 FLUXO NA SUPERFÍCIE
Esta etapa corresponde ao deslocamento do fluido desde a cabeça do poço até os
equipamentos de separação. Da mesma forma como na coluna de produção, nesta
etapa de fluxo a pressão também irá diminuir continuamente, fazendo com que as
propriedades dos fluidos tenham que ser calculadas ponto a ponto.
Considerando a geometria das fases e o grau de escorregamento entre o gás e o
líquido, os padrões de fluxo horizontal mais aceitos são: segregado, intermitente e
distribuído, isto segundo o aumento da velocidade, tal como mostrado na Figura 4.6.
Thomas (2004) diz que a determinação do padrão de fluxo é muito importante para o
cálculo do gradiente de pressão, pois mudando a geometria das fases, altera-se,
principalmente, o gradiente devido à fricção. Algumas correlações para fluxo
horizontal multifásico foram desenvolvidas com equações específicas para cada
regime de fluxo, uma abordagem mais aprofundada sobre este assunto foge ao
escopo deste trabalho.
65
Figura 4.6 - Padrões de fluxo horizontal multifásico
Fonte: Oliveira (2003).
66
CAPÍTULO 5 – MÉTODOS DE ELEVAÇÃO DE PETRÓLEO
Durante o processo de exploração de um reservatório de petróleo, vários são os
métodos empregados para trazer à superfície os fluidos presentes na formação.
Um parâmetro fundamental para a escolha do método de elevação é a pressão
estática do reservatório, que define se a elevação se dá tão somente pela energia
natural do reservatório (conhecida como surgência) ou se métodos artificiais são
necessários para complementar essa energia e elevar os fluidos desde o fundo do
poço, até as instalações de produção.
5.1 ELEVAÇÃO NATURAL OU SURGÊNCIA
No início da vida produtiva de um reservatório, normalmente, a produção dos fluidos
(água, óleo e gás) se dá unicamente pela energia contida na jazida, energia esta
que permite aos hidrocarbonetos alcançar as instalações de processamento primário
(separadores, tratadores e tanques).
Porém, com o aumento da produção acumulada de hidrocarbonetos, naturalmente,
ocorre uma diminuição da pressão estática do reservatório, que a partir de certo
momento, não é mais capaz de elevar os fluidos até às instalações de produção de
maneira economicamente viável ou conveniente, Thomas (2004).
Segundo Thomas (2004), poços que operam com elevação natural, apresentam
maiores vazões de líquidos e menos problemas operacionais do que aqueles que
operam com elevação artificial, isto devido à maior simplicidade dos equipamentos
instalados, o que torna o custo por unidade de volume produzido menor. A Figura
5.1 mostra um esquema de um poço operando por surgência.
67
Figura 5.1 - Esquema de um poço operando por surgência
Fonte: Nascimento (2005).
5.2 MÉTODOS ARTIFICIAIS DE ELEVAÇÃO
Atualmente, muitos são os métodos artificiais usados para a elevação de petróleo. A
escolha do método de elevação mais apropriado para um poço deve levar em
consideração diversos parâmetros, dentre eles, as características do poço em que
será instalado, o teor de areia produzido, a razão gás/líquido, a viscosidade dos
fluidos produzidos, profundidade do reservatório entre outros, além de conhecer
profundamente cada método que possivelmente pode ser aplicado.
68
5.2.1 Bombeio Centrífugo Submerso
O método de Bombeio Centrífugo Submerso (BCS) consiste na suplementação da
energia natural do reservatório através de uma bomba centrífuga de múltiplos
estágios localizada no fundo do poço.
A energia é transmitida ao fundo do poço através de um cabo elétrico e lá é
transformada em energia mecânica através de um motor de subsuperfície que está
diretamente conectado a uma bomba centrífuga. Esta transfere energia ao fluido, o
que permite ao mesmo atingir as instalações de produção.
Segundo Thomas (2004), o BCS era utilizado basicamente em poços que produziam
a altas vazões sob a influência de influxo de água (mecanismo de produção do
reservatório que utiliza o aqüífero como meio de manter a pressão original do
mesmo), ou seja, poços que produzem alto teor de água com baixa razão gás-óleo.
Atualmente, este método vem se expandindo pela crescente flexibilidade dos
equipamentos disponíveis e já opera em poços com altas temperaturas e altas
viscosidades.
A Figura 5.2 mostra o esquema de um poço operando pelo método de bombeio
centrífugo submerso.
Figura 5.2 - Esquema de poço equipado com BCS
69
5.2.1 Bombeio Mecânico
É o método de elevação artificial mais utilizado em todo o mundo. Consiste na
transformação do movimento rotativo de um motor elétrico, ou de combustão interna,
em movimento alternativo por uma unidade de bombeio localizada próxima à cabeça
do poço.
Uma coluna de hastes é utilizada para transmitir o movimento alternativo a uma
bomba localizada no fundo do poço, onde a mesma transmite energia de pressão
aos fluidos, permitindo-lhes alcançar as instalações de produção, Thomas (2004).
Nascimento (2005) relaciona algumas vantagens desse método de elevação:
• Flexibilidade de vazão e profundidade (atua com médias vazões para
poços rasos e baixas vazões para poços profundos);
• Boa eficiência energética;
• Possibilidade de trabalhar com fluidos de diferentes composições e
viscosidades;
• Simplicidade de operação, manutenção e projeto de novas instalações;
• Pode sofrer mudanças na capacidade de bombeio dependendo das
condições do poço;
• Menor custo/produção ao longo da vida produtiva do poço.
Thomas (2004) diz que este método é razoavelmente problemático em poços que
produzem areia, em poços desviados e em poços onde parte do gás passa pela
bomba, devido ao desgaste das partes móveis e da camisa da bomba. A Figura 5.3
mostra o esquema de um poço operando através de um sistema de bombeio
mecânico.
70
Figura 5.3 - Esquema de um poço operando com Bombeio Mecânico
Fonte: Nascimento (2005).
5.2.2 Bombeio por Cavidades Progressivas
O bombeio por cavidades progressivas (BCP) consiste na elevação dos fluidos da
formação através de uma bomba de cavidades progressivas do tipo deslocamento
positivo. É composta basicamente por um rotor e um estator e possui uma geometria
tal, que se formam uma série de cavidades hermética idênticas, Thomas (2004).
O rotor recebe movimento de uma coluna de hastes, que por sua vez é
movimentada por um motor elétrico localizado na cabeça do poço. Quando o rotor
71
se movimenta, uma série de cavidades são formadas pelo estator, o que faz o fluido
se deslocar da sucção para a descarga.
A Figura 5.4 mostra um poço equipado com BCP.
Figura 5.4 - Esquema de um poço equipado com BCP
Fonte: Nascimento (2005).
5.3 “ GAS-LIFT”
O método de injeção de gás é largamente utilizado na produção de petróleo e tem
como objetivo, diminuir a densidade média do fluido na coluna de produção, fazendo
72
com que a pressão de fluxo no fundo do poço necessária ( Pwf ) diminua,
aumentando-se assim a vazão de produção.
Normalmente o gás é injetado no espaço anular existente entre o revestimento e a
coluna de produção, ingressando para o interior da coluna através das válvulas
presentes em equipamentos conhecidos como mandris, que se encontram
adequadamente instalados e posicionados ao longo da coluna, Plucênio (2003).
É um método bastante versátil em termos de vazão (1 a 1700m³/dia) e de
profundidade (até 2600 m, dependendo da pressão do gás de injeção). É adequado
para poços que produzem fluidos com alto teor de areia e/ou elevada razão gás-
líquido, além de exigir investimentos relativamente baixos para poços profundos,
Thomas (2004).
5.3.1 Tipos de “Gas-Lift”
Existem dois tipos de sistema de “gas-lift”, o contínuo e o intermitente. Nas
simulações realizadas neste trabalho, será utilizado somente o método de elevação
por “gas-lift” contínuo.
O método de “gas-lift” contínuo consiste na injeção contínua de gás na coluna de
produção com o objetivo de diminuir a densidade média do fluido, fazendo com que
a pressão de fundo diminua, aumentando-se assim a vazão de produção. Para isso,
o gás é injetado de forma contínua e controlada, pois seu desempenho está
estreitamente relacionado às condições de produção do reservatório e às
características de fluxo, aspectos estes que podem variar ao longo da vida produtiva
do reservatório, Spíndola (2003).
O método de “gas-lift” intermitente baseia-se no deslocamento de golfadas de fluido
para a superfície através da injeção de gás a alta pressão na base das golfadas.
Esta injeção possui tempos bem definidos e, normalmente, é controlada por um
intermitor de ciclo e uma válvula controladora (“motor valve”) que se localizam na
cabeça do poço, Thomas (2004).
73
Há vários parâmetros que devem ser considerados para escolha entre GLC (“gas-lift”
contínuo) e GLI (“gas-lift” intermitente). A princípio, utiliza-se o seguinte critério: GLC
em poços com IP (índice de produtividade) acima de 1,0 m³/dia/kgf/cm² e pressão
estática suficiente para suportar uma coluna de fluido entre 40% e 70% da
profundidade total do poço. Nos poços com IP e/ou pressão estática baixos, utiliza-
se o GLI, Thomas (2004).
A Figura 5.5 mostra um esquema de operação para poços equipados
respectivamente com GLC e GLI, onde é possível verificar que no GLC, ocorre uma
grande mistura entre o gás injetado e os fluidos que estão sendo produzidos. Já no
GLI, a injeção de gás promove uma grande golfada na base dos fluidos que estão no
poço, fazendo com que os hidrocarbonetos possam subir e atingir a cabeça do poço.
Figura 5.5 - Esquema de poços operando
com GLC e GLI.
74
5.3.2 Sistema de “Gas-Lift” Contínuo
A Figura 5.6 mostra um esquema típico de uma instalação de produção operando
com sistema de elevação por injeção contínua de gás. Os principais equipamentos
encontrados neste tipo de instalação são:
• A Formação Produtora;
• As Válvulas de “gas-lift” (Válvulas de Descarga e Operadora);
• O “choke” de Injeção de Gás (válvula responsável pelo controle de fluxo
do gás para o anular);
• O “choke” de Produção (válvula responsável pelo controle de fluxo dos
fluidos na cabeça de produção);
• O Separador Água-Óleo-Gás (equipamento responsável por fazer a
separação primária dos fluidos produzidos pela formação);
• O Compressor;
• A coluna de Produção;
• O Revestimento.
O GLC requer injeção contínua de gás para o interior da coluna de produção, a qual
deve ser proporcional à vazão de líquidos oriundos do reservatório. Para isto, faz-se
o uso de uma válvula com orifício bastante pequeno, o que permite uma maior
mistura entre o gás e os fluidos que estão sendo produzidos, aumentando-se assim
a eficiência do sistema, pois havendo uma maior interação entre os fluidos, mais
uniforme será o escoamento, logo, menor será a densidade média do fluido e
consequentemente menor será a pressão de fluxo no fundo do poço, Thomas
(2004).
75
Figura 5.6 - Desenho esquemático de um sistema de elevação por injeção contínua de gás
Fonte: Plucênio (2003).
5.3.3 Partida de um Poço Equipado com “Gas-Lift” Contínuo
Quando um poço equipado com “gas-lift” contínuo é colocado em operação, é
comum encontrar, tanto o anular quanto o interior da coluna, preenchido com fluido
de amortecimento, logo, é preciso fazer a retirada desse fluido. Essa retirada, é um
processo contínuo que consiste na injeção de gás de forma controlada para o
anular, elevando para a superfície o líquido que está no poço, Thomas (2004).
A Figura 5.7 ilustra o processo de descarga de um poço que está com o anular e a
coluna cheios de fluido de amortecimento. O controle de injeção de gás na coluna de
produção é feito através das válvulas de “gas-lift” que podem ser de dois tipos:
operadas por pressão de injeção IPO (“Injection Pressure Operated Valves”) ou
76
operadas por pressão na coluna de produção PPO (“Production Pressure Operated
Valves”), Plucênio (2003).
As válvulas são estrategicamente dispostas ao longo da coluna, de tal forma que o
ingresso do gás ocorra de forma seqüencial.
Inicialmente todas as válvulas estão abertas devido à hidrostática do líquido e à
pressão do gás que está sendo injetado. O gás entra na coluna de produção através
da válvula mais próxima da superfície. Com a diminuição do nível de fluido no
anular, a válvula imediatamente abaixo é atingida, o que promove o fechamento da
primeira. A etapa final do processo é quando a válvula localizada mais ao fundo é
atingida, o que a torna a única a operar, por isso é chamada de válvula operadora.
As outras válvulas de “gas-lift” utilizadas no poço são conhecidas como válvulas de
descarga, pois são utilizadas somente para descarregar o poço.
Tudo isto ocorre de forma seqüencial até que todo o fluido de amortecimento seja
totalmente retirado da coluna de produção e do espaço anular. Nestas condições, o
poço está pronto para ser posto em produção.
Figura 5.7 - Etapas básicas para a partida de um poço equipado com “gas-
lift” contínuo.
Fonte: Plucênio (2003).
77
5.3.4 Descrição do Funcionamento em Regime Permanen te
A partir do momento em que o sistema opera em regime, o gás normalmente é
injetado no espaço anular. Ao atingir a pressão regulada na válvula operadora de
“gas-lift”, o gás penetra a coluna de produção e sobe juntamente com os fluidos
produzidos, fazendo com que a densidade média dos fluidos que escoam pela
coluna diminua o que permite uma diminuição da pressão de fluxo no fundo do poço
e um aumento no diferencial de pressão entre o fundo do poço e o reservatório, o
que aumentará a vazão de fluidos que poderão ser recuperados. Na superfície, os
fluidos produzidos passam pelo “choke” de produção e seguem, normalmente, para
o separador água-óleo-gás.
A maioria dos poços produz também uma quantidade de gás e juntamente com o
gás que foi injetado são coletados do separador, onde parte segue para o
compressor para ser novamente injetado no anular, parte pode ser queimada no
“Flare” ou seguir para unidades de tratamento de gás (UPGN).
Após passar pelo compressor para ganho de pressão, o gás passa pelo “choke” de
injeção, sendo então injetado no anular. Dentro do espaço anular, a vazão com a
qual o gás é injetado na coluna de produção é controlada através do “choke” de
injeção juntamente com a válvula operadora de “gas-lift”.
De acordo com Plucênio (2003), na maioria das instalações procura-se projetar as
válvulas de descarga de forma que elas mantenham-se fechadas em regime
permanente. Segundo Plucênio (2003), a partir da hipótese de que todo o gás que
entra no tubo de produção passa pela válvula operadora, pode-se traçar um gráfico
com o comportamento da vazão de produção versus vazão de injeção. Na Figura
5.8, é possível notar que, com o aumento da vazão de injeção, aumenta-se a vazão
de produção e que a partir de um determinado ponto de produção máxima, P1, o
aumento da vazão de injeção de gás não aumenta a vazão de produção, pelo
contrário, ocorrerá uma diminuição da vazão mássica produzida.
De acordo com Plucênio (2003), isto decorre do fato de que o aumento da queda de
pressão, devido ao atrito, é maior que a diminuição da queda de pressão devido à
78
gravidade, logo, o ganho financeiro com a vazão produzida será menor que o custo
de compressão do gás.
Figura 5.8 - Típica curva de desempenho de elevação para um poço operando via injeção
contínua de gás
Fonte: Plucênio (2003).
5.3.5 Vantagens e Limitações do “Gas-Lift” Contínuo
Segundo Spíndola (2003), a maioria dos poços que requerem elevação artificial
pode ser equipada com “gas-lift” contínuo, mas o sistema torna-se mais eficiente e
menos oneroso, quando utilizado em poços que operam com elevada razão gás-
líquido.
Dentre as principais vantagens do “gas-lift” contínuo, destacam-se:
79
1 Para um sistema já instalado, o custo de equipamentos é geralmente mais baixo
que para outras formas de elevação artificial, particularmente para poços
profundos;
2 Em termos de flexibilidade não pode ser comparado com outro método de
elevação. As instalações podem ser projetadas para pequenas ou grandes
profundidades, para produzir de um a milhares de barris por dia;
3 A produção pode ser controlada da superfície;
4 A produção de fluido com material abrasivo não afeta os equipamentos de “gas-
lift” na maioria das instalações;
5 O pouco movimento relativo entre as partes num sistema de “gas-lift” proporciona
uma longa vida útil comparado a outros métodos de elevação;
6 Os custos operacionais são, usualmente, relativamente baixos;
7 O principal equipamento do sistema de “gas-lift” (o compressor de gás) é
instalado na superfície, facilitando a inspeção e manutenção.
E as principais limitações são:
1 Necessidade de gás disponível em altas pressões. Em algumas instâncias, ar,
gases de exaustão e nitrogênio podem ser usados, mas são geralmente mais
caros e mais difíceis de trabalhar;
2 Uma grande distância entre o poço e a fonte de alta pressão de gás pode limitar
seu uso. Esta limitação pode ser contornada, em alguns poços, através do uso
de capa de gás como fonte de gás de elevação e o retorno desse gás para a
capa dando-se através da injeção em outro poço;
3 O gás misturado ao óleo tem que ser separado e tratado na superfície;
4 Gás corrosivo pode aumentar os custos operacionais, sendo necessário tratá-lo
ou secá-lo antes de usá-lo para elevação;
5 Não é indicado para poços que produzem hidrocarbonetos com API abaixo de
15.
80
5.3.6 Válvulas de “Gas-Lift”
Conforme Thomas (2004), as válvulas de “gas-lift” são, fundamentalmente, válvulas
reguladoras de pressão introduzidas entre a coluna de produção e o revestimento
para:
• Facilitar a operação de descarga do poço, isto é, a retirada do fluido de
amortecimento (válvulas de descarga);
• Controlar o fluxo de gás que é injetado na coluna de produção (válvulas de
descarga e operadora).
A Figura 5.9 mostra uma válvula de “gas-lift” típica em corte e a maneira como é
disposta na coluna de produção.
Existem diversos tipos de válvulas de “gas-lift” para diversas aplicações. Segundo
Thomas (2004), as válvulas que são utilizadas para descarregar o poço são do tipo
insertáveis, operadas pela pressão no anular. São ditas insertáveis, pois podem ser
retiradas e recolocadas no poço através de cabo (wireline). São bastante utilizadas
como válvulas operadoras de “gas-lift” intermitente.
O tipo mais utilizado na operação de “gas-lift” contínuo é a insertável de orifício, pois
não possui partes móveis e funciona semelhantemente a uma placa de orifício.
Como no GLC prevê-se a injeção contínua do gás, este tipo de válvula não possui
sistema de fechamento, mas é dotada de check-valve (mecanismo que impede a
passagem de fluidos da coluna de produção para o anular).
Uma válvula de “gas-lift” é projetada para permanecer fechada até que um valor pré-
estabelecido de pressão exercida pelo anular seja atingido, o que ocasiona abertura
da válvula e entrada do gás na coluna de produção. Quando a pressão no anular
não for suficiente para vencer as forças exercidas pelo nitrogênio no domo, pela
mola e pelo fole, então a válvula se fechará.
81
Figura 5.9 - Válvulas de “gas-lift” contínuo
Fonte: Thomas (2004).
Segundo Spíndola (2003), para se calcular a pressão de abertura e fechamento da
válvula, duas hipóteses devem ser consideradas:
a) A válvula se encontra totalmente fechada (Figura 5.10a)
−−
−=
R
RP
RPP tbtvc 11
1 (5.1)
onde, Pvc - pressão de gás no espaço anular, na profundidade da válvula com a
mesma fechada;
Pbt - pressão de gás no fole na temperatura da profundidade de
assentamento da válvula;
Pt - pressão na coluna de produção na profundidade da válvula;
R - relação entre as áreas de orifício da válvula e do fole (Av /Ab).
82
b) A válvula encontra-se totalmente aberta (Figura 5.10b)
( ) RPRPPP tvvtv .100 −−== (5.2)
onde, Ab - área do fole (“bellow”);
Av - área do orifício da válvula;
Pv - pressão de gás no espaço anular, na profundidade da válvula;
Pvo - pressão de gás no espaço anular, na profundidade da válvula com a
mesma aberta.
Figura 5.10 - Válvulas de “gas-lift”
Fonte: Spíndola (2003).
b) Válvula aberta a) Válvula fechada
83
CAPÍTULO 6 – DESCRIÇÃO E MODELAGEM DO PROBLEMA NO
AMBIENTE DO PIPESIM
Como visto no Capítulo 5, quando um reservatório de petróleo não possui energia
suficiente para elevar os fluidos da formação até as instalações de produção, faz-se
necessário a utilização de métodos artificiais de elevação para suplementar esta
energia, fazendo com que os fluidos possam ser produzidos e chegarem à cabeça
do poço com pressão suficiente para alcançar as instalações de produção
(Separadores primários).
Neste capítulo, é apresentada uma descrição de um poço de produção em terra
(produção on-shore) bem como as características do reservatório de petróleo
produzido por este poço. Nesta etapa da pesquisa, considera-se apenas este
sistema simples, reservatório e um poço de produção, para o qual será realizada a
modelagem dentro do ambiente do Pipesim.
6.1 DESCRIÇÃO DO PROBLEMA
O problema proposto trata-se de um sistema contendo um poço único, cujo ícone no
Pipesim é o “tubing”, produzindo um único reservatório de petróleo (somente uma
região de canhoneados). Neste problema, primeiramente é necessário verificar se o
reservatório opera por surgência ou não.
A partir da constatação da não surgência, é obrigatória a utilização de algum método
artificial de elevação. O problema específico tratado neste trabalho prevê a
instalação de um sistema de “gas-lift” contínuo na coluna de produção e com a
utilização do software Pipesim, determinar os valores ótimos dos principais
parâmetros operacionais e características de projeto, tais como: a profundidade
ótima para instalação da válvula operadora na coluna de produção (ver item 5.3), a
pressão ótima de injeção de gás bem como a vazão ótima de injeção de gás na
coluna de produção.
84
A Figura 6.1 representa um esquema simplificado da instalação de produção de
petróleo a ser estudada, modelada e simulada.
Figura 6.1 - Esquema simplificado de um poço de produção de petróleo.
A Figura 6.2 representa uma modelagem da instalação a ser estudada no Pipesim. A
mesma é composta de um “tubing”, um ícone de análise nodal e de um reservatório
de petróleo, conforme encontrado na biblioteca do Pipesim.
85
Figura 6.2 - Janela inicial mostrando a modelagem do problema a ser simulado com o software
Pipesim.
6.2 DESCRIÇÃO DOS DADOS UTILIZADOS
Para a caracterização dos fluidos da formação, do reservatório e da coluna de
produção, foram utilizados dados presentes na literatura e no banco de dados do
software utilizado, o Pipesim.
O modelo utilizado para caracterizar os fluidos é o “black oil” (ver item 4.2) por ser
mais simples e de grande utilização na indústria do petróleo.
Para este modelo são necessários dados provenientes de análises PVT e da
produção. Para a modelagem “black oil”, necessita-se de uma menor quantidade de
informações do que em uma modelagem composicional, o que torna a simulação
menos complexa e mais rápida, sendo que para certa faixa de valores, não há
grande diferença entre os resultados encontrados, o que justifica a utilização do
modelo “black oil”. Como visto no item 4.2, existe uma faixa de valores onde a
86
modelagem “black oil” pode ser aplicada. Com base nestas informações e em dados
encontrados na literatura, pôde-se obter os dados utilizados no problema proposto.
As Tabelas 6.1, 6.2 e 6.3 mostram os dados de caracterização do modelo “black oil”
que serão utilizados neste trabalho.
Tabela 6.1 - Dados do modelo “black oil”.
WaterCut 60% Razão Gás/Óleo (RGO) 500 scf/stb Densidade do gás 0.84 Densidade da água 1.02 API 36
Dados de Calibração PVT
Tabela 6.2 - Propriedades do ponto de bolha.
Pressão 2100 psia Temperatura 200 °F Solução de gás 500 scf/std
Tabela 6.3 - Dados do ponto de bolha.
Fator Volume de formação do óleo (OFVF) 1.22 res bbl / stb @ 2100 psia e 200°F
Viscosidade do óleo vivo 1.1cP @ 2100 psia e 200°F
Viscosidade do gás 0.029 cP @ 2100 psia e 200°F
Fator de compressibilidade do gás 0.8 @ 2100 psia e 200°F
OFVF acima do ponto de bolha 1.18 res bbl / stb @ 3000 psia e 200°F
Viscosidade do óleo morto 1.5 cP @ 200°F e 10cP @ 6 0°F
Sendo que, na indústria do petróleo chama-se de óleo vivo, o óleo com o gás em
solução (geralmente no reservatório) e óleo morto o óleo em condições de
superfície, ou seja, sem gás dissolvido. O fator volume de formação do óleo (Bo), no
software é denominado por OFVF (“Oil Formation Volume Factor”), sendo o mesmo
definido como a relação entre o volume de óleo nas condições de reservatório (óleo
+ gás dissolvido) e o volume de óleo nas condições padrão (superfície).
87
Tabela 6.4 - Correlações PVT utilizadas.
Propriedades Correlação
Solução de gás Lasater
OFVF abaixo do ponto de bolha Standing
Viscosidade do óleo vivo Chew & Connaly
Viscosidade do óleo subsaturado Vasquez & Beggs
Fator de compressibilidade do gás Standing
As correlações apresentadas na Tabela 6.4 são escolhidas por serem padrão no
software.
Para caracterizar a coluna de produção serão utilizados os dados apresentados nas
tabelas seguintes.
Durante a perfuração de um poço, dificilmente a sonda de perfuração segue um
caminho vertical, sempre ocorrem desvios e são estas diferenças entre a
profundidade vertical TVD (“True Vertical Depth”) e a profundidade medida MD
(“Measured Depth”) que são mostrados na Tabela 6.5.
Tabela 6.5 - Dados do poço.
Profundidade Medida (ft) Profundidade Vertical (ft)
0 0
1000 1000
2500 2450
5000 4850
7500 7200
9000 8550
À medida que se avança em direção ao interior da Terra, um gradiente de
temperatura pode ser notado, este é conhecido como o Gradiente geotérmico e
também é parâmetro de caracterização da coluna de produção. O mesmo é
apresentado na Tabela 6.6.
88
Tabela 6.6 - Gradiente geotérmico.
Profundidade Medida (ft) Temperatura Ambiente (°F)
0 50
9000 200
Coeficiente de Transferência de Calor: 2 Btu/h/ft²/F (padrão no software).
A Tabela 6.7 mostra os dados utilizados para caracterizar a coluna de produção em
relação aos diferentes diâmetros presentes na coluna.
Tabela 6.7 - Dados da coluna de produção.
Profundidade Medida (ft) Diâmetro Interno (in)
8600 3.958
9000 6.184
Para completar o modelo proposto, falta caracterizar o reservatório de petróleo e
para isto serão utilizados os dados apresentados na Tabela 6.8.
Tabela 6.8 - Dados de reservatório.
Pressão do Reservatório 3000 psia
Temperatura do Reservatório 200 °F
Índice de Produtividade (IP) 6.1 stb/d/psi
Como descrito no item 4.3, quando os fluidos atingem uma pressão abaixo do ponto
de bolha, a utilização do modelo linear para o Índice de Produtividade não é mais
válido uma vez que o escoamento não é mais monofásico e sim multifásico. Deve-se
então utilizar o modelo não-linear de Vogel e no software, esta opção também deve
ser selecionada. O índice de produtividade pode ser determinado através de testes
de produção realizados no início da produção de um reservatório, conforme Thomas
(2004), onde é possível obter maiores informações sobre este assunto.
89
6.3 MODELAGEM DO PROBLEMA NO AMBIENTE DO PIPESIM
Inicialmente, é necessário abrir um novo ambiente de simulação para que se inicie a
modelagem no software. A Figura 6.3 mostra a abertura de um novo ambiente de
trabalho no Pipesim.
Figura 6.3 - Abertura de uma nova tela de trabalho no Pipesim.
Como visto no item 3.6, o Pipesim possui módulos avançados que permitem a
simulação e análise de desempenho de poços, análise de redes e análise de
tubulações e instalações de superfície.
O módulo utilizado neste trabalho será o módulo de análise de desempenho de
poços (“Well Performance Analysis”), que, quando selecionado, abrirá uma tela de
trabalho como mostrado na Figura 6.4.
90
Figura 6.4 - Tela em branco para início de uma modelagem
Neste ambiente agora são colocados os ícones que representam a cabeça do poço,
a coluna de produção (“tubing”), a análise nodal no fundo do poço e o reservatório
de petróleo. A Figura 6.5 mostra o ambiente de simulação com os elementos já
dispostos e conectados bem como a localização, na barra de ferramentas, dos
ícones utilizados para modelar o “tubing” e o reservatório.
91
Figura 6.5 - Ambiente de simulação com os elementos interconectados, mostrando a localização do
“tubing” e do reservatório na barra de ferramentas.
A Figura 6.6 mostra o ambiente de simulação com os elementos já dispostos e
conectados bem como a localização, na barra de ferramentas, dos ícones utilizados
para a análise nodal e o nó que representa a cabeça do poço.
Ícone utilizado para colocação do “tubing”.
Ícone utilizado para colocação do reservatório.
92
Figura 6.6 - Ambiente de simulação com os elementos interconectados, mostrando a localização do
ícone de análise nodal e do nó que representa a cabeça do poço.
Após a disposição dos modelos na tela, os valores definidos no item 6.2, devem ser
inseridos como dados de entrada em seus respectivos campos no software.
Primeiramente, são inseridos os dados de caracterização do fluido de trabalho e
definição do modelo a ser adotado, no caso deste trabalho, o modelo “black oil”.
A Figura 6.7 mostra onde esses dados devem ser inseridos. Para isto deve-se clicar
no menu “Setup”, selecionar o modelo “black oil” e entrar com os dados de
caracterização.
Ícone utilizado para colocação da análise nodal.
Nó utili zado para representar a cabeça do poço.
Ícone utilizado para fazer conexões entre as algumas partes do sistema.
Conexão
93
Figura 6.7 - Menu de entrada utilizado para caracterizar os fluidos.
Depois da seleção do modelo “black oil”, aparece uma tela onde devem ser inseridos
os dados do fluido. Nesta etapa, são utilizados os dados e informações listados nas
Tabelas 6.1, 6.2, 6.3 e 6.4. As Figuras 6.8, 6.9, 6.10 e 6.11 mostram estas entradas
de dados que incluem as propriedades do óleo, dados de viscosidade e dados de
calibração PVT, que são obtidos a partir de testes PVT e são utilizados para
determinar o ponto de bolha, a viscosidade do gás, a compressibilidade do gás e o
fator volume de formação do óleo (OFVF).
94
Figura 6.8 - Janela para entrada de dados de caracterização dos fluidos produzidos.
Figura 6.9 - Dados das Propriedades do “black oil”.
95
Figura 6.10 - Dados de viscosidade do fluido produzido.
Figura 6.11 - Dados de calibração PVT.
96
Após a caracterização dos fluidos produzidos, é necessário entrar com os dados do
reservatório. Esses dados estão presentes na Tabela 6.8.
Com dois “cliques” no ícone do reservatório presente no ambiente de modelagem,
uma janela para a entrada de dados se abrirá e como mostrado na Figura 6.12, os
dados serão inseridos.
Figura 6.12 - Dados de caracterização do reservatório.
Posteriormente, deve-se caracterizar a coluna de produção (“tubing”). Para isto é
necessário “abrir” o “tubing” com dois “cliques”, então, uma janela se abre e permite
a entrada dos dados que estão relacionados nas Tabelas 6.5, 6.6 e 6.7. As figuras
abaixo mostram esta entrada de dados.
A Figura 6.13 mostra a caracterização da profundidade do poço, a Figura 6.14
mostra a caracterização do gradiente geotérmico atuante e a Figura 6.15 mostra a
caracterização do diâmetro da coluna.
97
Figura 6.13 - Caracterização da profundidade do poço.
Figura 6.14 - Caracterização do gradiente geotérmico atuante.
98
Figura 6.15 - Caracterização da coluna de produção em relação aos diâmetros.
Para que se possa realizar qualquer simulação com elevação artificial, inicialmente,
o equipamento deve ser instalado na coluna de produção. No caso deste trabalho o
equipamento instalado foi a válvula operadora de “gas-lift”, onde determinou-se uma
profundidade inicial para instalação da mesma. Posteriormente, esta profundidade
pode ser simulada e um novo valor ótimo para alocação desta válvula pode ser
obtido.
A instalação da válvula é feita também no “tubing”, no campo “Downhole
Equipment”. Este procedimento é mostrado na Figura 6.16.
99
Figura 6.16 - Instalação do sistema de “gas-lift” no “tubing”.
A partir deste ponto, toda a modelagem do problema proposto encontra-se concluída
no ambiente do Pipesim, o que permite realizar todas as simulações necessárias
para a análise do fluxo na coluna de produção. De posse destas informações pode-
se julgar a necessidade de instalação de um método artificial de elevação e
conceber os principais parâmetros com que estes operam.
6.4 OBTENÇÃO DOS RESULTADOS NO SIMULADOR
Uma vez que todos os dados necessários à modelagem estão inseridos no software,
é necessário conhecer a situação do poço, isto é, verificar se o mesmo está em
condição de surgência ou não. Para tal verificação utiliza-se a análise nodal, que é
obtida através da opção “Nodal Analysis” no menu “Operations”. Este procedimento
encontra-se representado na Figura 6.17.
100
Figura 6.17 - Tela mostrando a localização da opção de análise nodal na barra de ferramentas.
Selecionando-se a opção Análise Nodal, surge uma tela que permite rodar o modelo.
Entretanto, é necessário entrar com o dado de pressão de saída (“Outlet Pressure”).
Então, o Pipesim apresenta o resultado para as curvas IPR e TPR (ver itens 4.2 e
4.3 para suas definições), a partir das quais se analisa a situação do poço. Ainda
nesta tela, pode-se fazer uma análise de sensibilidade variando-se parâmetros e
verificando a influência destes nas curvas IPR e TPR.
A Figura 6.18 mostra a tela onde é feita esta entrada de dados.
101
Figura 6.18 - Tela para entrada de dados no módulo “Nodal Analysis”.
Como dito anteriormente, para a simulação da elevação artificial, o Pipesim
possibilita a análise de três tipos de métodos artificiais, que são: Bombeio mecânico,
bombeio centrífugo submerso e o “gas-lift” contínuo. Através do item “Artificial Lift
Performance” localizado no menu “Operations” é possível realizar análises de
sensibilidade de vários parâmetros, tais como: pressão estática de reservatório,
índice de produtividade, temperatura do reservatório, diâmetro e rugosidade da
coluna, relacionando-os com parâmetros de operação dos métodos artificiais de
elevação, tais como, vazão de injeção de gás (no caso do “gas-lift”), freqüência de
rotação da bomba de fundo (no caso do bombeio centrífugo submerso) entre outros
fatores.
Nesta análise inicial leva-se em consideração o sistema operando em regime e para
o caso do “gas-lift” contínuo, deve-se estipular uma profundidade para
posicionamento da válvula bem como, parâmetros de pressão de injeção e queda de
pressão para abertura da válvula, mesmo que posteriormente estes parâmetros
possam ser reavaliados no software através de outro módulo de simulação.
102
A Figura 6.19 mostra a tela onde o item “Artificial Lift Performance” é acessado e os
campos para preenchimento que devem ser utilizados para realizar as análises de
sensibilidade.
Figura 6.19 - Tela para entrada de dados no módulo “Artificial Lift Performance”.
O campo “Sensivity Data” possui duas opções a serem selecionadas, o objeto de
estudo (“Object”) e o parâmetro a ser simulado deste objeto (“Variable”), onde cada
objeto possui vários parâmetros de sensibilidade. No campo “Artificial Lift”, é
possível selecionar o tipo de método artificial a ser instalado, o “gas-lift”, ou o BCS e
ainda, os dados de entrada do parâmetro de análise, no caso do “gas-lift”, a vazão
de injeção de gás, no caso do BCS, a freqüência de rotação do motor, ou a rotação
em rpm.
Com base no dado da vazão ótima de injeção de gás, conseguido a partir do módulo
“Artificial Lift Performance”, é possível realizar outras simulações afim de se obter
qual será a pressão ótima de injeção de gás e o ponto ótimo de instalação da válvula
operadora na coluna de produção.
103
As simulações que permitem a obtenção dos dados de pressão ótima e
profundidade ótima, podem ser realizadas através do módulo “Lift Gas Response
Curves” localizado no menu “Artificial Lift”/”gas-lift”. A Figura 6.20 mostra a
localização deste menu na barra de ferramentas do software.
Figura 6.20 - Localização do módulo “Lift Gas Response Curves” na barra de ferramentas do Pipesim.
A Figura 6.21 mostra a tela de interface com o usuário utilizada para a entrada de
dados que permitem gerar as curvas de análise de sensibilidade. No campo
“Sensivity Data”, existem duas opções a serem selecionadas, o campo “Object” e o
campo “Variable”. São nestes dois campos, onde se determina qual objeto é
analisado (o reservatório, o “tubing”, o fluido ou o sistema de “gas-lift”) e qual será o
parâmetro utilizado, pois, cada objeto possui vários parâmetros passíveis de
simulação. Já no campo “Injection Gas Rate” é feita uma entrada de dados de vazão
de injeção de gás que são utilizados para gerar as curvas de sensibilidade.
104
Outros dados que devem ser fornecidos para realizar a simulação são: a pressão de
saída, a temperatura do gás de injeção na superfície, a máxima profundidade onde a
válvula poderá ser alocada e a densidade do gás injetado.
Para o caso da simulação analisar a pressão ótima de injeção deve-se fornecer o
mínimo diferencial de pressão para abertura da válvula, mas se a simulação visa
obter o ótimo diferencial de pressão na válvula, o parâmetro que deve ser fornecido
passa a ser a pressão de injeção.
Figura 6.21 - Tela para entrada de dados do módulo “Lift Gas Response Curves ”.
Todos os resultados gráficos apresentados no Capítulo 7 foram obtidos a partir dos
módulos de simulação apresentados nesta seção.
105
CAPÍTULO 7 – RESULTADOS E DISCUSSÕES
Como visto no item 3.6, o Pipesim é um simulador que faz análises em regime
permanente e suas respostas são dadas através de gráficos e arquivos de dados,
sendo assim, neste capítulo são apresentados todos os resultados obtidos através
do Pipesim para o problema proposto bem como suas respectivas discussões.
Portanto, não é citado novamente o procedimento de obtenção das curvas, o que já
foi feito no Capítulo 6, mas sim, o módulo de simulação que proporcionou a curva
em análise e quais os parâmetros selecionados para tal procedimento.
Para realizar as simulações presentes neste trabalho é utilizado um computador Intel
(R) Core (TM) 2 CPU 6400 @ 2,13 GHz com 1024 MB de RAM, com sistema
operacional Microsoft Windows XP Versão 2002 Service Pack 2.
7.1 ANÁLISE DE SURGÊNCIA
Através do módulo “Nodal Analysis” e sem utilizar dados para análise de
sensibilidade, é possível obter o gráfico mostrado na Figura 7.1.
Através do gráfico é possível notar que inicialmente quando os fluidos começam a
ser produzidos, ocorre uma diminuição da pressão requerida (curva TPR) e aumento
da vazão, onde, intuitivamente, supõe-se que deveria ocorrer um aumento na
pressão requerida. Isto ocorre devido à diminuição da pressão ao longo da coluna, à
medida que os fluidos são elevados para a superfície, com isso uma maior
quantidade de gás sai de solução, diminuindo a densidade média dos fluidos,
aumentando-se assim a vazão, mesmo sem haver aumento na pressão. Este
fenômeno físico é traduzido matematicamente e introduzido no simulador através da
utilização de correlações para escoamento multifásico.
O simulador permite que esta hipótese seja verificada e para isto, basta considerar
o fluido como sendo monofásico, ou seja, durante a elevação dos hidrocarbonetos,
não ocorrerá dissolução de gás. Isto é possível reduzindo-se a 0 (zero) o valor da
106
razão gás-óleo (RGO), o que indica que todo o óleo que deixar o reservatório
chegará às instalações de processamento primário no estado líquido.
Figura 7.1 - Gráfico mostrando as curvas IPR e TPR do sistema simulado.
Utilizando o menu “Setup”/”black oil” da barra de ferramentas e alterando o valor da
RGO para 0 (zero), obtêm-se o gráfico das curvas IPR e TPR como mostrado na
Figura 7.2.
Curva IPR
Curva TPR
107
Figura 7.2 - Curvas IPR e TPR simuladas considerando-se escoamento monofásico.
Observa-se que para fluido monofásico, no início do escoamento não ocorre uma
diminuição da pressão com aumento da vazão, como no caso multifásico, pois não
existe gás saindo de solução.
A curva IPR do reservatório representa a energia que o mesmo dispõe para deslocar
os fluidos da formação até o fundo do poço e lá chegar com energia suficiente para
alcançar a cabeça do poço. Já a curva TPR mostra o que é requerido pela coluna de
produção para que a elevação ocorra. Quando não há interseção entre estas duas
curvas não há surgência, pois o requerido não está sendo possibilitado pelo
disponível.
Neste caso verificou-se que não há surgência devido principalmente à energia
insuficiente do reservatório. O software permite simular qual deveria ser a pressão
do reservatório que permitiria a surgência. A Figura 7.3 mostra um gráfico onde seis
curvas IPR foram calculadas considerando-se o aumento gradual desde 1500 psia
até 4000 psia na pressão estática de reservatório e mantendo fixas as
características operacionais na coluna de produção.
Curva IPR
Curva TPR
108
Figura 7.3 - Gráfico mostrando várias curvas IPR simuladas a partir de diferentes pressões de
reservatório.
Através do gráfico mostrado na Figura 7.3 é possível verificar que somente em torno
de 3500 psia de pressão no reservatório pode ocorrer a surgência. Para definir qual
a pressão exata, uma nova simulação deveria ser realizada, tomando-se como base
um intervalo entre 3000 psia e 3500 psia.
O gráfico da Figura 7.3 mostra ainda qual é a vazão de hidrocarbonetos bem como a
pressão no fundo do poço se a pressão do reservatório for 3500 psia ou 4000 psia.
Para pressão de 3500 psia a vazão é aproximadamente de 3500 stb/d e a pressão
de fluxo no fundo do poço é aproximadamente de 2900 psia. Já para a pressão de
4000 psia, a vazão é entorno de 6300 stb/d e a pressão de fluxo no fundo é
aproximadamente de 3000 psia.
Pontos de operação do sistema.
109
7.2 ANÁLISE DE INJEÇÃO DE GÁS
Verificada a condição de não surgência, algum método de elevação deve ser
utilizado para complementar a energia do reservatório, permitindo assim que os
fluidos sejam produzidos. No caso deste trabalho, o método é o “gas-lift” contínuo.
Através do módulo “Artificial Lift Performance” é possível simular a injeção de gás na
coluna de produção e verificar a influência da quantidade de gás injetado na
produção dos fluidos. A Figura 7.4 mostra uma simulação realizada, onde os
parâmetros de análise são: a vazão de fluidos produzidos e a vazão de injeção de
gás. Inicialmente, o sistema de “gas-lift” foi instalado na coluna de produção a uma
profundidade de 4500 ft de profundidade e a pressão de injeção de gás de 1000
psia.
Figura 7.4 - Gráfico mostrando a influência da vazão de injeção de gás na produção de
hidrocarbonetos.
Vazão ótima de
injeção de gás
110
A partir do gráfico mostrado na Figura 7.4 pode-se concluir que quando a vazão de
injeção de gás é zero, ou seja, o “gas-lift” não está atuando, a vazão de produção é
zero. Isto pode ser notado uma vez que o eixo das abscissas do gráfico começa em
1 mmscf/d, ou seja, este reservatório só começa a produzir quando uma vazão de
injeção de gás maior que 1 mmscf/d for realizada.
À medida que se começa a injetar gás na coluna, o poço começa a produzir, e,
aumentando-se a vazão de gás injetado ocorre também um aumento na vazão de
hidrocarbonetos produzidos. Isto ocorre, como visto no item 5.3, devido à diminuição
da densidade média dos fluidos na coluna acima do ponto de injeção, o que diminui
o peso da coluna e possibilita à pressão de fundo, que antes não era suficiente para
elevar os hidrocarbonetos, agora consiga elevá-los.
O gráfico da Figura 7.4 mostra também que a vazão de fluidos produzidos não é
proporcional à vazão de injeção de gás, pois a partir de um determinado valor de
injeção, a produção não aumenta mais, registrando uma diminuição.
Para uma profundidade de instalação da válvula operadora de 4500 ft e uma
pressão de injeção de gás de 1000 psia, a vazão ótima de injeção de gás é
aproximadamente de 5 mmscf/d (5 milhões de pés cúbicos “standart” por dia),
produzindo cerca de 4700 stb/d (barris “standart” por dia). Ressaltando que os
resultados obtidos neste trabalho não levam em consideração o aspecto econômico
associado a qualquer parâmetro. Considerando-se os aspectos econômicos, a
vazão ótima normalmente tem valor menor do que o encontrado acima (ver Fig. 5.8).
É possível também realizar uma simulação onde se verifica a influência da vazão de
injeção de gás para vários valores de pressão de reservatório. A partir desta análise,
é possível verificar como é a vazão dos fluidos produzidos se a pressão do
reservatório for maior ou menor do que a proposta por este trabalho e como esta é
afetada pelo “gas-lift” contínuo.
Esta simulação pode ser realizada através do módulo “Artificial Lift Performance”,
utilizando valores de sensibilidade para a pressão de reservatório. Foram utilizados
valores de 1500 psia, 2000 psia, 2500 psia, 3000 psia, 3500 psia e 4000 psia. Os
resultados da simulação que utiliza os dados citados acima são apresentados na
Figura 7.
111
Figura 7.5 - Análise de sensibilidade entre pressão de reservatório e vazão de injeção de gás.
Como a curva que simula o reservatório com pressão estática de 1500 psia não
aparece no gráfico da Figura 7.5, pode-se concluir que para esta pressão, o método
de “gas-lift” contínuo não traz resultados, portanto, um outro método deveria ser
analisado, ou o abandono do poço. Já para a pressão de 2000 psia, percebe-se que
somente a partir de uma vazão de injeção de 2 mmscf/d que o poço começa a
produzir e tem vazão ótima de injeção em 6 mmscf/d, produzindo cerca de 1500
stb/d.
No caso das pressões de 2500 psia e 3000 psia, a vazão ótima de injeção está em
torno de 5 mmscf/d e que, para ambas, a produção só começa com uma vazão de
injeção de gás em torno de 1 mmscf/d, sendo que para a pressão de 2500 psia, a
produção de hidrocarbonetos é aproximadamente de 3000 stb/d.
Para a pressão de 3500 psia, nota-se que o poço opera por surgência, pois para
uma vazão de injeção de gás igual a zero, a produção de fluidos é cerca de 3600
stb/d. A medida que o gás é injetado, aumenta-se significativamente a vazão de
produção, atingindo o máximo de produção de 6500 stb/d, com uma vazão de
injeção de gás aproximadamente de 4 mmscf/d.
Vazão ótima de
injeção de gás.
Vazão ótima de
injeção de gás.
Vazão ótima de
injeção de gás.
112
No caso da pressão de 4000 psia, sem o “gas-lift”, a vazão de produção é cerca de
6300 psia e com a injeção de gás, a produção alcança o máximo de quase 9000
stb/d com uma vazão de injeção de aproximadamente 4 mmscf/d.
Outra análise que o software possibilita através do módulo “Artificial Lift
Performance” é a verificação da influência da razão gás-óleo (RGO) na produção
com “gas-lift”. A Figura 7.6 mostra uma análise de sensibilidade realizada com
alguns valores de RGO e como a razão gás-óleo, em conjunto com o “gas-lift”,
influenciam na produção de hidrocarbonetos.
Se o método de “gas-lift” continuo consiste em injetar gás na coluna de produção, é
de se esperar que o mesmo se torne mais eficiente com maiores valores de RGO e
isto é evidenciado no gráfico mostrado na Figura 7.6. Um aumento na RGO acarreta
um aumento na eficiência deste método de elevação. Entretanto, este aumento na
eficiência não ocorre de forma proporcional, ou seja, há um ponto a partir do qual
maiores valores de RGO não resultarão em aumento na produção de fluidos, antes o
contrario, uma diminuição ocorrerá. Considerando-se tratar de um reservatório de
óleo e não de gás.
A quantidade de água produzida, também influencia diretamente na quantidade de
fluidos recuperáveis. A Figura 7.7 mostra um gráfico onde foi realizada uma análise
de sensibilidade, onde o parâmetro utilizado foi a percentagem de água
(“WaterCut”).
113
Figura 7.6 - Análise de sensibilidade entre RGO e vazão de injeção de gás.
Figura 7.7 - Gráfico mostrando a influência da percentagem de água na produção de hidrocarbonetos.
114
Para a obtenção destes valores, todo o sistema inicialmente descrito foi mantido e
variou-se somente a percentagem de produção de água, o que mostra que a água
influencia diretamente na surgência do poço, pois para o mesmo sistema com
percentagem de água de até 40%, há surgência e para uma percentagem de água
de 60%, somente há produção quando houver injeção de gás de no mínimo 1
mmsfc/d. Isto deve-se ao fato de praticamente não existir gás associado à água, o
que dificulta a elevação pelo fato de o peso da coluna não diminuir a menores
pressões.
O grau API do óleo também influencia diretamente na produção de hidrocarbonetos,
pois para menores graus API, maiores são as densidades e maior o grau de
dificuldade de elevação dos fluidos, isto é, dos mesmos atingirem as instalações de
processamento.
A Figura 7.8 mostra uma análise de sensibilidade onde o parâmetro de análise é o
grau API.
Figura 7.8 - Gráfico mostrando a influência do grau API na produção de hidrocarbonetos.
115
Através do gráfico da Figura 7.8, verifica-se que para o mesmo sistema, quanto
menor o grau API do óleo, menor a vazão de produção e, consequentemente, menor
a percentagem de fluidos recuperados do reservatório. Isto pode ser explicado pelo
fato de que um grau API baixo implica em uma maior viscosidade do óleo, e,
portanto, uma maior resistência ao escoamento. Dependendo ainda do grau API do
óleo, o método de elevação por “gas-lift” não pode mais ser aplicado.
Tanto a análise de sensibilidade da percentagem de água, quanto do grau API do
óleo, foram realizadas no módulo “Artificial Lift Performance”.
7.3 PARÂMETROS ÓTIMOS PARA O SISTEMA DE “GAS-LIFT” CONTÍNUO
Através do módulo “Lift Gas Response Curves” localizado no menu “Artificial Lift” é
possível realizar simulações com vários parâmetros e obter, para cada situação
simulada, a vazão ótima de injeção de gás, a pressão ótima do gás de injeção e a
profundidade ótima para alocação da válvula operadora.
Um dos parâmetros que também deve ser determinado é o mínimo diferencial de
pressão para abertura da válvula operadora (DP). Para isto devem-se fixar valores
para a pressão do gás de injeção, o ponto máximo permitido para alocação da
válvula, a temperatura do gás, a densidade do gás e a pressão de saída.
A pressão do gás de injeção considerada nesta simulação foi de 1200 psia (os
valores dos outros parâmetros já foram apresentados nos itens anteriores) e os
valores de sensibilidade para o DP foram de 150 psia e 250 psia. A Figura 7.9
mostra o gráfico obtido com esta simulação.
116
Figura 7.9 - Gráfico mostrando a influência do DP na produção dos hidrocarbonetos.
Através do gráfico da Figura 7.9 é possível perceber que para um DP de 150 psia, a
vazão máxima de produção é aproximadamente de 6337 stb/d com uma injeção de
gás de aproximadamente 6 mmscf/d, enquanto que para um DP de 250 psia, a
vazão máxima de produção é aproximadamente de 6076 stb/d com uma vazão de
injeção de gás também de aproximadamente 6 mmscf/d.
Neste mesmo gráfico obtêm-se também a profundidade ótima de alocação da
válvula para as situações modeladas, sendo os valores ótimos de aproximadamente
7000 e 6543 ft, para DP de 150 e 250 psia, respectivamente. Verifica-se então que
uma menor pressão de abertura da válvula operadora permite uma maior vazão de
produção de fluidos, uma vez que a válvula pode ser colocada mais próxima à
região dos canhoneados.
Os valores mostrados são apresentados na Tabela 7.1.
Vazão máxima de produção
Profun didade ótima de alocação da válvula operadora
117
Tabela 7.1 - Valores obtidos da análise de diferencial de pressão de abertura da válvula operadora.
Mínimo Diferencial de Pressão de Abertura da
Válvula (DP) Pressão do gás de injeção = 1200 psia
150 psia 250 psia
Vazão máxima de produção (stb/d) 6337 6076
Vazão ótima de injeção de gás (mmscf/d) 6 6
Profundidade ótima da válvula (ft) 7000 6543
A partir dos dados mostrados na Tabela 7.1 optou-se por utilizar o DP de 150 psia,
visto que, o valor da produção de hidrocarbonetos foi maior com este diferencial de
pressão de abertura da válvula.
Outra análise que deve ser feita em um sistema de “gas-lift” contínuo é a avaliação
da pressão ótima de injeção de gás. Esta análise também pode ser obtida através
do módulo “Lift Gas Response Curves”. A Figura 7.10 mostra um gráfico obtido de
uma simulação onde os valores de sensibilidade utilizados são de pressão de gás de
injeção. Nesta simulação, o DP foi fixado em 150 psia, visto que o mesmo já foi
obtido através da simulação anterior.
Figura 7.10 - Gráfico mostrando a influência da pressão do gás de injeção na produção dos
hidrocarbonetos.
Ponto de Operação Escolhido
Ponto de Operação Escolhido
118
Através do gráfico mostrado na Figura 7.10 é possível analisar o sistema de “gas-lift”
operando com diferentes pressões do gás de injeção. Os resultados mostram que
maiores vazões de fluidos produzidos são obtidas para pressões de injeções mais
elevadas. A partir destas análises, pode-se verificar onde a válvula operadora deve
ser instalada e qual a vazão de produção que será atingida.
Como neste trabalho não é levada em consideração uma análise termoeconômica,
mas sim a maximização da produção de fluidos, a pressão ótima do gás de injeção
escolhida será de 1400 psia, pois foi a que proporcionou maior vazão de produção.
A escolha dos valores de pressão de gás de injeção utilizados na análise de
sensibilidade foi baseada em valores comuns encontrados em alguns trabalhos
disponíveis na literatura bem como no banco de dados do Pipesim.
A Tabela 7.2 mostra os resultados obtidos nesta análise de pressão de gás de
injeção.
Tabela 7.2 - Valores obtidos da análise de pressão do gás de injeção.
Pressão do Gás de Injeção DP = 150 psia
1000 psia 1200 psia 1400 psia
Vazão máxima de produção (stb/d) 5577 6328 7025
Vazão ótima de injeção de gás (mmscf/d) 6 6 7
Profundidade ótima da válvula (ft) 5746 7000 8270
A partir dos valores apresentados nas Tabelas 7.1 e 7.2, podem ser obtidos os
valores ótimos de operação do sistema de “gas-lift” contínuo modelado neste
trabalho. O resultado é apresentado na Tabela 7.3.
Tabela 7.3 - Parâmetros ótimos de operação do sistema de “gas-lift” contínuo.
Pressão Ótima do Gás de Injeção
Mínimo Diferencial de Pressão para Abertura
da Válvula
1400 psia 150 psia Vazão máxima de produção 7025 stb/d
Vazão ótima de injeção de gás 7 mmscf/d
Profundidade ótima de alocação da válvula 8270 ft
119
CAPÍTULO 8 – CONSIDERAÇÕES FINAIS E SUGESTÕES
No desenvolvimento de qualquer trabalho acadêmico, algumas dificuldades sempre
se fazem presentes. Quando a pesquisa é desenvolvida na área de petróleo e gás
natural, somam-se a estas dificuldades, a escassez de bibliografia especializada na
área em língua portuguesa, assim como um acesso difícil a artigos disponíveis em
revistas especializadas e a publicações de centros de pesquisa. Por isso, para se
desenvolver um bom trabalho nesta área, deve-se contar com livros em língua
inglesa bem como dissertações de mestrado, teses de doutorado e artigos
científicos publicados por universidades nacionais e internacionais com reconhecida
qualidade de produção científica.
A simulação de sistemas de produção de petróleo ganha cada vez mais espaço
diante da necessidade de se aprimorar os métodos de produção e os métodos
artificiais de elevação bem como de se aumentar a eficiência dos equipamentos e
dos processos de separação. Diante disto, este trabalho ganha contornos atuais,
pois utiliza um simulador comercial, o Pipesim, para análise e otimização de um
sistema de produção operando por “gas-lift” contínuo, uma vez que este método é
largamente utilizado na produção de petróleo, tanto no Brasil, quanto em outros
países.
Os resultados obtidos com as simulações realizadas neste trabalho, devidamente
apresentados e discutidos no Capítulo 7, permitiram realizar análises de surgência,
influência da pressão do reservatório, assim como das condições ótimas de
operação e dos parâmetros ótimos de projeto do sistema de elevação por GLC,
evidenciando, para o problema proposto neste trabalho, quais são os valores que
maximizam a produção. Entretanto, não considerando o aspecto econômico
envolvido.
Através dos resultados foi possível também compreender melhor o processo de
elevação do petróleo e como alguns parâmetros importantes, como a RGO, o grau
API do óleo, a pressão estática do reservatório e a quantidade de água produzida,
influenciam na produção.
120
Como era de se esperar, o aumento da pressão estática do reservatório reflete em
um aumento contínuo na vazão de fluidos produzidos, isto porque um maior
gradiente de pressão significa um aumento na energia natural do reservatório,
consequentemente, um aumento na quantidade de fluidos deslocados até o fundo
do poço.
Com o aumento da razão gás-óleo (RGO) dos fluidos produzidos em uma instalação
de produção de petróleo equipada com GLC, inicialmente ocorre um aumento na
quantidade de fluidos produzidos, porém existe um ponto de máximo, a partir do
qual, o aumento na RGO não acarreta mais um aumento na produção, inclusive
provocando sua diminuição.
A quantidade de água produzida influencia negativamente na produção de
hidrocarbonetos, uma vez que, para maiores percentagens de água (“watercut”),
menores quantidades de fluidos podem ser recuperadas. Isto se deve ao fato de que
a quantidade de gás presente na água é insignificante e não contribui para diminuir a
densidade da coluna sendo elevada.
Outro parâmetro importante na produção de petróleo é o grau API do óleo, pois,
quanto maior o grau API, menor a viscosidade dos fluidos, o que torna mais fácil o
seu escoamento no meio poroso e na coluna de produção, aumentando-se assim a
produção de hidrocarbonetos para um mesmo nível de energia de reservatório.
Estudos de pressão de abertura da válvula de “gas-lift” também foram efetuados.
Verificou-se que as válvulas que requerem menor pressão de abertura, resultam em
maiores vazões de produção e, estas podem ser alocadas em profundidades
maiores na coluna de produção.
Observou-se claramente a existência de um valor ótimo para a vazão de injeção de
gás, a qual maximiza a quantidade de fluidos produzidos. Valores de vazão maiores
que o ótimo acarretam uma diminuição da vazão de fluidos que são elevados até as
instalações de produção.
Verificou-se também que a pressão do gás de injeção é um parâmetro importante
em um sistema de GLC, pois, com o aumento desta pressão, maiores vazões são
obtidas e maiores profundidades podem ser utilizadas para alocação das válvulas de
121
GLC, o que permite melhorar a eficiência do sistema ou produzir reservatórios mais
profundos.
Os resultados obtidos com este estudo são promissores o suficiente para justificar a
continuidade dos mesmos, tanto em nível de graduação, quanto de pós-graduação.
Sendo assim, sugere-se a extensão das análises aqui realizadas para sistemas
compostos por uma rede de poços, tanto em terra (produção on-shore), quanto no
mar (produção off-shore).
É possível ainda, a realização de uma pesquisa onde os aspectos energéticos e
econômicos associados ao custo das instalações de compressão e das instalações
de processamento possam ser avaliados e confrontados com a receita obtida
através do aumento na produção de hidrocarbonetos.
A complexidade dos estudos futuros, no sentido de se considerar modelos mais
próximos das instalações reais, pode ser estendida considerando também a
produção de mais de uma zona de canhoneados e a utilização de outros métodos
artificiais de elevação.
122
CAPÍTULO 9 – REFERÊNCIAS
BEJAN, A., TSATSARONIS, G., MORAN, M., 1996, Thermal design and optimization , John Wiley & Sons, New York, EUA. DARGAM, C. C. F., PERZ, W. E., 1998, A decision support system for power plant design , European Journal of Operational Research, v. 109, pp. 310~320. DONATELLI, J. L., 2002, Otimização estrutural e paramétrica de sistemas de cogeração utilizando superestruturas , Tese de doutorado, UFRJ, Rio de Janeiro. HESKESTAD, K. L., 2005, Field data analysis using the multiphase simulation tool OLGA2000 , Master tesis, Norwegian University of Science and Technology, Trondheim, Noruega. HODGE, B. K., TAYLOR, R., 1999, Analysis and design of energy systems , 3rd
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JALURIA, Y., 1998, Design and Optimization of thermal systems , McGraw-Hill, New York, EUA. McCAIN, W. D., 1990, The properties of petroleum fluids , 2nd edition, PennWell Books, Oklahoma, EUA. MOURA, E. A. P., 2004, Simulador computacional do comportamento em regime permanente de poços de petróleo equipados co m “gas-lift” contínuo, Dissertação de mestrado, UFRN, Natal. NASCIMENTO, J. M. A., 2005, Simulador computacional para poços de petróleo com método de elevação artificial por bombeio mecân ico , Dissertação de mestrado, UFRN, Natal. OLIVEIRA, M. F. D., 2003, Análise da Aplicação de um Sistema de Bombeamento Multifásico Submarino na Produção de Pe tróleo , Dissertação de mestrado, PUC-RJ, Rio de Janeiro. PLUCÊNIO, A., 2003, Automação da produção de poços de petróleo operando com elevação artificial por injeção contínua de gás , Dissertação de mestrado, UFSC, Florianópolis. ROSA, J. A., CARVALHO, R. S., XAVIER, J. A. D., 2006, Engenharia de reservatórios de petróleo, Interciência: Petrobrás, Rio de Janeiro. SPÍNDOLA, R. B., 2003, Controle automático para injeção otimizada de gás e m poços de petróleo equipados para funcionamento com gás lift contínuo , Dissertação de mestrado, UFRN, Natal. STOECKER, W. F., 1989, Design of thermal systems , 3rd edition, McGraw-Hill, New York, EUA.
123
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